Архив меток: технология

Российские наука и технологии

Читать далее

aftershock.news: Российские технические инновации

https://aftershock.news/?q=node/525220

До­рож­ная кар­та — Ин­теллек­ту­аль­ная энер­ге­тичес­кая сис­те­ма Рос­сии
http://ac.gov.ru/files/content/12875/proekt-dk-iesr-ao-nice-pdf.pdf
На­ци­ональ­ная тех­но­логи­чес­кая ини­ци­ати­ва по энер­ге­тике
своя — https://www.rvc.ru/nti/roadmaps/dk_energynet_new.pdf

Термины и определения: Доля рынка

16.02.2015 Rosneft’ NK OAO(MCX:ROSN)

Котировки акций http://www.rosneft.ru/Investors/instruments/shareprice/


http://www.reuters.com/finance/stocks/chart?symbol=ROSNq.L


http://www.bloomberg.com/quote/BCOM:IND/chart

15.02.2015 Доля рынка http://aftershock.su/?q=node/288342

Раньше очень часто слышал в разных компаниях призывы «работать за долю рынка», или даже от топ менеджеров слышал бравурное «зато мы занимаем ХХ долю рынка» как аргумент значимости компании в целом и конкретного менеджера в частности.

Уверен что многие простые люди сейчас задаются вопросом — выживет ли моя компания в кризис или уже нужно искать работу? Советую прочитать дальше, и на основании простых ответов вы сможете оценить переживет ли ваша компания кризис или нет.

Итак, ваше руководство режет затраты, включая зарплаты, а в KPI начали вписывать долю рынка, а вы не понимаете что происходит?

Давайте разберемся что такое деля рынка и почему это хорошо или плохо.

Начнем с того, что рынки не монолитны, и имеют разные стадии прибыльности. Когда производство персональных компьютеров только начиналось, маржа с этого была небольшой, зато те кто были у истоков рынка — контролировали его, по мере роста рынка получали больший рост потребления — маржа увеличилась. Потом маржа долгое время стагнировала (лет 30), пока с приходом планшетников маржа от ПК не начала снижаться. Это очень показательный процесс зависимости маржинальности от стадии рынка —

1) начальная маржа (она интересна ВСЕГДА, иначе рынка бы не было) — 2) увеличивающаяся маржа — 3) стагнирующая маржа — 4)падающая маржа — 5) закрытие рынка или его низкомаржинальная стадия.

На каждом из этапов состояния рынка, значимость доли рынка различна:

1) на этапе начальной маржи доля рынка крайне важна. Она определяет КТО из участников рынка сожрет пирог — получит прибыль и сожрет других игроков на следующих стадиях. На этом этапе борьба за долю рынка имеет смысл даже кредитными плечами и прочими безумными либеральными накачками — все с вторицей окупится: не синтетические новые рынки всегда генерят достаточно прибыли потом.

2) Стадия увеличивающейся маржи — это основная стадия развития рынка — рынок уже сформирован, игроки известны, объем рынка известен или предсказуем, так что биться за долю рынка еще имеет смысл, но осень уже не за горами, ошибаться уже нельзя — никаких глупостей выше расчетных значений — безумству уже не место.

3) Стадия стагнирующей маржи — Рынок уже выработан в горизонт и роста не показывает, игроки плотно сидят на прибыли прошлых лет, но отсутствие роста маржи не позволяет уже пользоваться кредитными плечами для увеличения доли рынка без подрыва финансирования инвестирующей компании. Доля рынка уже не так важна — она более не на 100% коррелирует с полученной потом чистой маржей.

4) Стадия падающей маржи. Август быстро перешел в сентябрь, стога уже собраны и упакованы, все готово к осени и первым заморозкам. И вот тут, как правило, начинаются первые не инвестиционные увеличения доли рынка — объединение нескольких компаний в одну для съедения бОльшей доли рынка и сокращения издержек объединенной компании. Да, тут опять появляется рациональное зерно в слияниях и поглощениях, только делается это в погоне за сохранением маржинальности одних игроков из-за невозможности другими поддерживать приемлемую для собственников долю рынка. Это начало заката рынка.

5) низкомаржинальная стадия характерна тем, что бОльшему числу игроков рынка маржа уже не позволяет поддерживать хотелки инвесторов. Борьба за долю рынка через слияние и поглощение это хорошая стратегия. Но надо понимать, что владение сейчас 100% акциями Polariod это все равно дырка от бублика. Это все игра под столом — мышиная возня с точки зрения инвестора уже мало интересная.

Итак, где же сейчас находятся мировые рынки? Последним растущим рынком, который смогли застать читающие этот пост был рынок «дот комов». С тех пор новых рынков не было. Это была последняя ветвь пятого технологического уклада — электроники. Других новых рынков (не синтетических, таких как 3Д принтеры, а релаьных), то есть нового технологического уклада пока что нет. Так что все существующе рынки, учитывая пузырь дот комов, находятся между 4 и 5 стадией.

Итак, в какой же стадии находится бизнес Вашей компании? Во-первых давайте начнем с того, что последний, пятый, технологический уклад — электроника появился на свет более 40 лет назад. Основ нового, шестого, технологического уклада как части генерации прибыли пока что не просматривается. Так что в рамках укладов все рынки колеблются между 3-5 стадиями. Да, в рамках узких инноваций постоянно появляются дополнительные технологии, которые помогают в конечном счете снизить затраты технологического уклада. То есть появляются компании, которые якобы достаточно инновационны и находятся на стадии создания новых рынков, но это симулякр — новые рынки базируются на старых технологических укладах — их модернизации, а не создании нового уклада.

Так что, нужно признать, что весь бизнес в мире сейчас находится в не лучшей стадии с точки зрения расширения доли рынка — точно нельзя в это инвестировать, нельзя выставлять это как самоцель — ТОЛЬКО КАЖДОДНЕВНАЯ БОРЬБА ЗА МАРЖУ ЧЕРЕЗ СНИЖЕНИЕ ЗАТРАТ.

И тут в вашей компании заговорили про долю рынка и берут под это кредит — это стратегия замедленного банкротства. Ваше руководство больше не хочет считать копеечки, срывает куш в виде инвестиций под ничто и хочет их проесть красиво, но уйти с рынка первой…. ищите работу, скоро все изменится в худшую сторону очень быстро, ибо как распорядится вашей компанией новый собственник или банкиры неизвестно, гарантий на ваши доходы нет никаких.

Возможно, что заговорили о покупке конкурента, казалось бы, полностью укладывается в стратегию 4-5 стадий, но есть нюанс — нужно следить что бы суммарный долг объединенной компании к прибыли не изменился или УМЕНЬШИЛСЯ. Если суммарное соотношение долг-прибыль увеличилось, компания все равно обречена, просто продавшая сторона решила получить прибыль по-максимому, не дожидаясь банкротства, а покупатель надеется надуть пузырь.. работать в пузыре или работать в банкроте — это почти одно и то же, разве что перед банкротством в пузыре хотя бы платят.

И наконец, уже кризис на рынке, маржа и до этого была ни к черту, а сейчас просто завалилась в отрицательную плоскость, а руководство заговорило о доли рынка? Да, оно не берет под это кредитов, не покупает конкурентов а ждет пока они разорятся, и продолжает толдычить про долю рынка… это стратегия красивого банкротства. Только представьте себе как будут говорить судебные приставы «мы распродаем мебель, которая принадлежала компании контролировавшей 50% доли рынка»…. красиво, неправда ли?

Так что в целом, на всех стадиях, кроме 1 и 2-й разговоры о доле рынка это красивая сказка о возможностях компаний генерить прибыль на фоне проблем рынка. И такие сказки особо опасны на 4 и 5 стадиях рыков, и особо на фоне системных экономических кризисов, кои сейчас наблюдаются например и в Российской экономике — вспомните тот же Полароид — кому какая будет разница через 10 лет, какую долю занимает, скажем, производитель кипича, или авторучек, если технологии и кризис сделают кирпич невыгодным при строительстве, а планшетники оставят для авторучек рынок в несколько миллионов долларов на весь мир?

Так что если вы эффективный менеджер у вас в компании все плохо — начинайте считать долю рынка и вставлять ее в KPI, это конечно конец компании не отложит, зато сделает его красивым.
— — —
Ключевые показатели эффективности (англ. Key Performance Indicators, KPI)
https://en.wikipedia.org/wiki/Performance_indicator
— — —
Комментарии в записи:
— KPI не показатель, KPI не может быть дутым. KPI — это система оценки, которая помогает организации определить достижение стратегических и тактических (операционных) целей. Стратегические и операционные цели могут быть установлены неверно, конкретные ключевые показатели конкретного должностного лица также могут быть выставлены неверно. Однако, это ещё не повод говорить о том, что вся концепция KPI — лажа.
— Чем обеспечена маржа(добавленная стоимость) со стороны покупателя ?
— Как ни странно — предыдущим технологическим укладом. Потому как предыдущий технологический уклад генерит прибыль, которая постепенно накапливается и которую потом и тратят на новый технологический уклад. Сбой проихзошел только из-за необузданнйо кредитной накачки в США — нового технологического уклада не пришло, а прибыль уже прожрали. зато теперь уже точно нового технологического уклада без войны не появится, вы же видите как амеры хотят ее развязать, это не случайно 🙂
— Для создания чего-либо нужны ресурсы и труд человека, а не деньги.
— это справедливо только если труд не требует дорогостоящих средств производства. Начиная с 4-го тех уклада это уже не так.
— А теперь подумайте — были настольные ПК, потом появились планшентные. Один рынок умер, другой появился, но все в рамках одного тех уклада. Насколько рынок ПК выше рынка планшетников? Вы удивитесь, но они сопостовимы в деньгах. То есть это всего лишь трансформация прибыли и придание рынку свежей струи в рамках одного тех уклада. Всего-лишь рекламная замануха в попытке еще раз обобрать рынок. Причем, в рамках всего тех уклада (а ему уже более 40 лет) вся движуха с планшетниками заняла 5 лет до насыщения рынка. Следующий симулякр выдохнется еще быстрее. Вот этим симулякры и опасны — каждый следующий умирает быстрее предыдущего и скоро не смогут генерить достаточно прибыли даже для старта.
— Вы считаете планшетники симулякрами? Они появились за счет дальнейшего улучшения характеристик электронной базы устройств. Количественные изменения перешли в качество и появление нового рынка. А рынок софта, и софтовых сервисов явно продолжает
развитие.
— нет никакого «качественного изменения». все те же компы просто стали меньше благодаря вечной гонке производителей ПК за снижение размеров. Те же ПК, та же начинка, те же ОС. Полный симулякр. Раскрасили его модным словом, лишь что бы оживить инвесторов и надуть эппл с гуглом.
— Ну, да, я лет 5 уже как зарекся вести споры про качественное, где свою позицию не подтвердить цифрой. Но здесь довольно очевидно, что планшет, который можно было сделать в 2000 году не был бы востребован пользователем (как не был бы востребовал персональный компьютер, созданый кем-нибудь в 1965), в силу своих низких потребительских качеств. Улучшение производительности, производительности на ватт и дало возможность планшетам появится. Это и есть качественное отличие.
— НЕТ отдельного рынка планшетников, то все тот же рынок ПК, который стал не инетерсным для инвесторов, и которому придумали новое название, под старые технологии, название не имеющее под собой никакой НОВОЙ физической сути — СИМУЛЯКР.
Планшетники те же ПК — планшетник это просто маленький ПК, а название симулякр, выдумка, фейк для разводки Ынвесторов.
Причем настолько неудачный симулякр, что уже начали делать планшетники с док станцией, что бы хоть немного ассоциировать его с с удобством ноутбука, который тоже персональный и тоже носимый, и тоже компьютер — те же ПК.
В отрасли ИТ потребителям гоняют шелудивого по мозгу, что бы пипл хавал. В 90-х это было оправдано — ПК ускорил многие бизнес процессы, но в 0-х этого уже было недостаточно и придумали вымысел — симулякр «ноутбук», потом симулякр «планшет», и меперь все заканчивается полным симулякром в ВИН10 — объединение планшета и стационарного ПК. ВСЕ круг раскрутки потребителей закончен. Форма фактор больше не будет влиять на инвестиционную способность продуктов и их потребление в зависимости от пипоразмера — все эти часы, очки, ТВ — это уже не сработает, возможность раздувать рынок по критерию типоразмеров закончен.
Поэтому обкатывается новый симулякр — ОБЛАЧНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ… то что и сейчас есть, но мы сейчас увидим,как ему придумают емкое определение — симулякр, или подрехтуют это, и выкинут на рынок генерить прибыли. ТАк что сейчас мы все уже наблюдаем, а скоро это увидим в бизнес-реализации, как объемы даты на внешних носителях рядового пользователя превысят объемы хранимого ими локально, и опять через монетизацию этот процесс сделает круг. и еще через 10 лет объемы локальной даты опять начнут расти.
— Когда руководство режет зарплаты, это видит каждый. Но как узнать, что драгоценное руководство пишет себе в KPI?
— Обратите внимание, что KPI обычно транслируются вниз, ну, например большому директору удалось у акционеров поставить себе «долю рынка» в KPI, значит он будет вынужден разобрать ее «вниз» директорам поменьше.
Проблема «доли рынка» в том, что это не просто «больше штук» или «больше денег», это больше и штук и денег. Начали в кризис ни с того ни с сего гонобить и за штуки и за деньги — скорее всего пошли по варианту «доля рынка»… разговаривайте между технарями и коммерсанатами — такую аномалию можно заметить…
— Вот возьмём рынок лабораторной медицинской техники. Который отлично знаю.
До 2008 году на этапе «жыра», когда средняя валовая маржа доходила до 35% на рынке расплодилось огромное количество мелких компаний-поставщиков. На рынке по сути не было ни одного игрока, занимавшего больше 5% рынка. Кризис 2008 года сократил расходы на здравоохранение и заставил снижать цену, средняя норма маржи упала до 15-20%. С рынка ушло до половины компаний — потому что при такой операционной марже их бизнес оказался неэффективным. Их долю поделили другие игроки. Те, кто подсуетились.
К 2010 году рынок поднялся (и в объёмах и в норме марже) и вау (!) те, кто просто «выживал на своей базе клиентов» остались при той же марже. А те, кто подсуетились вышли из кризиса в 2-3 раза выросшими. И потом за счёт эффекта масштаба подъели «выживальщиков».
В итоге рынок консолидировался и до 80% его занимают именно те компании, которые в момент кризиса удачно сыграли на расширение своей доли на рынке.
— Кризис -> падение спроса -> понижательное давление на цены -> снижение нормы маржи -> банкротство и уход с рынка части игроков
завершение кризиса -> рост спроса -> повышательное давление на цены -> доходы, оставшихся на рынке растут.
При этом действует эффект масштаба: крупный игрок может отказаться от маржи в какой-то зоне, чтобы убить конкурента в ней, живя за счёт маржи на других субрынках.
— Вы вообще не про то — вы про посредников-спекулянтов, которые меняют свою рассадку под коньюктуру.

Обратите внимание — рынок, это востребованность, вот у полароида больше нет рынка — никто не хочет моментальное бумажное ФОТО, а у мед техники и в мире и в России востребованость есть, рынок есть. было лишь временое изменение путей дистрибьюции из-за локального коллапса спроса.

Речь в статье о макропоказателях — состоянии рынка, можно сказать отрасли, и микропоказателях — в вашем случае это перекупы медтехники. Но глобальный ранок медтехники растущий, в принципе медтехника живой рынок, к тому же числящийся как зерно роста 6-го технологического уклада (если будет платежеспособный спрос), вот у вас на рынке мед техники даже перекупы умудряются растить доли и оптимизироваться.

Если вы посмотрите на рынок находящийся в более чахлом стостоянии — например автопром, там уже переход из 4-й в 5-ю стадию, так многие дилеры (такие же перекупы, которых вы описываете в своем посте про медтехнику, но в другом рынке) уцелевшие после 2008 года и занявшие тогда доли рынка все равно влачат жалкое существование и в аболютном денежном выражении на уровни до 2008 года не вернулись — мышиная возня началсь! А все потому что там в отрасли (глобальном рынке) в принципе прибыльность падает и денег на всех не хватает, явный переход в 5-ю стадию рынка — «бежать».
Так что ваш пример ничуть меня не смущает. А что бы и вас не смущал разбирайте каждый конкретный пример, так же как я его разобрал — сначала на общее ГЛОБАЛЬНОЕ сосстояние рынка в котором работает тот или иной игрок, а потом уже смотрите в рамках рынка (описанный мной второй уровень) конкретную бизнес модель — на какой она стадии. Ибо уверен, что и в рамках мед лаб техники есть игроки которые продают то, что ненужно или как это ненужно и могут разориться даже несмотря на общую перспективность отрасли, но и в рамках общего автопрома есть бизнес цепочки с повышенной маржинальностью, например производители не брэндованых запчастей (поддельщики в том числе).
PS а вот если каризис сейчас затянется и на биотех платежеспособного спроса не найдется не только в России, но и во всем остальном мире ближайшие лет 20, как вы думаете, будет ли это означать, что в этот кризис так же надо консолидировать проценты рынка и бороться за них даже кредитным плечем?
— а как себя чувствуют те дилеры, что не нарастили долю рынка? каких компаний с 2008 года больше умерло тех кто в кризис увеличил долю рынка или тех, кто долю не нарастил? без ответа на этот вопрос ваш вывод о том, что стремление нарастить долю в кризис является неправильным, несостоятельно. Вы уверены, что мелкие игроки сейчас себя чувствуют лучше? «Там, где толстый сохнет, худой сдохнет»…
— Вот это уже важно. Соглашусь, что длительность кризиса очень важна — при разной длительности разная стратегия более корректна. И чем дольше ожидается кризис тем важнее поддерживать показатели ликвидности на хорошем уровне. И не допускать постоянного убытка. И тем меньший смысл рисковать кредитным плечом.
Вот для нас основной показатль в момент кризиса это сколько рублей прибыли генерит категория на 1 рубль инвестированных в категорию средств (дебиторка+склад-кредиторка). но задачу как минимум сохранить долю рынка никто не снимал.
— 2008-й год не был КРИЗИСНЫМ ДЛЯ ОТРАСЛИ МЕДТЕХНИКИ глобально. Он был локально низким но не убил РЫНОК. изменил локально спрос, отложил его, но не убил. Так что глобальный рынок медтехники как был так и остался. Новый кризис может убить. И если так случится, то уже неважно кто, но тот кто погонится «за долей» сдохнет толстым, но первым.

14.02.2015 Роснефть удивляет http://smart-lab.ru/blog/237028.php
+48,5% с начала года. цена движется к историческому максимуму, который был зарегестрирован 2/06/2008 года — 291,36 рублей на ММВБ.
Табл. доходности акций нефтегазового сектора с начала 2015 года


Роснефть занимает третье место по такому показателю как доходность с начала года.

как видно из сканов первых двух страниц в основном новости, трактуемые как положительные, то что нравится инвесторам: снижение долгового бремени, сокращение кап расходов при планах сохранить добычу и переработку на прежних уровнях.
… но есть и ложка дёгтя — это суд над прошлым Роснефти — тяжба с акционерами Юкоса.

ниже привожу сравнение Роснефти с крупнейшими нефтегазовыми компаниями мира:

Рисунок Роснефть и мейджоры в нефтегазовом секторе мира

как видно из этой таблицы при среднем значении Р/E 14.9 у Роснефти этот показатель 3,4.
Знаю наперёд, что скажут критики:
— капитализация такая за счёт падения рубля относительно доллара, т.е. это из-за — девальвационного дисконта
— наши компании всегда низко оценивались из-за… (впишите свои аргументы сами, господа критики)
— на Роснефть наложены санкции
— Роснефти придётся платить ущерб акционерам Юкоса

13.02.2015 Сечин не жалеет о покупке ТНК-BP на пике цены http://www.vedomosti.ru/companies/news/39376961/sechin
http://newsru.com/finance/13feb2015/sechintheindependent.html

В 2015 г. «Роснефть» сократит инвестиционную программу «примерно на 30%» на фоне падения мировых цен на нефть, сообщил Independent президент компании Игорь Сечин. Издание называет это сокращение серьезным и напоминает, что инвестпрограмма-2014 обошлась «Роснефти» в $14-$16 млрд.

Пресс-служба «Роснефти» уточнила «Интерфаксу», что затраты будут сокращены в долларовом выражении. На IP Week в Лондоне 10 февраля Сечин говорил, что инвестпрограмма «Роснефти» в 2015 г. сохранится на уровне прошлого года. В 2014 г. план был около 730 млрд руб., за девять месяцев 2014 г. эта сумма была освоена только наполовину. Дивиденды сохранятся на уровне 25% от чистой прибыли.

Подчеркнув, что не хотел бы гадать, Сечин сказал, что не исключает, что цены на нефть начнут расти в IV квартале 2014 г. Сравнивая нынешнюю ситуацию с нефтяным кризисом 1985 г., он отметил, что переизбыток предложения нефти незначителен по сравнению с 1985 г., а спрос начинает расти, а не падает, как тогда. Если нефтяникам удастся обеспечить прежний уровень инвестиций, в 2016 г. нефть может стоить в пределах $60-$80 за баррель, но в случае сворачивания инвестпрограмм она может подорожать до $100-$110 из-за дефицита мощностей, считает он.

Сечин сказал Independent, что не жалеет о покупке ТНК-BP на пике цен на нефть за $28 млрд. «Сожаление — это неправильное слово. Я считаю, мы имеем право гордиться, что смогли провести сделку такой сложности. Синергия продолжает расти, и с ней — эффект от этого приобретения», — сказал Сечин (цитаты по Independent).

Сечин сказал, что не имеет личных претензий к олигархам, продававшим ТНК-BP. «Нужно понимать, насколько сложной была сделка и насколько разными интересы сторон. Все отстаивали свои позиции. На промежуточных этапах были сложные моменты и переговоры, но это не привело к каким-то личным трениям». На вопрос, как Сечин относится к олигархам сейчас, он ответил: «они все очень приличные люди». По его словам, во время недавней встречи с председателем совета директоров Альфа-банка Петром Авеном тот сказал, что соскучился.

Санкции ЕС против «Роснефти» Сечин считает «абсолютно незаконными и нелегитимными» и называет их попыткой посягнуть на демократию. Невозможно оправдать применение санкций к компании, которая не принимает политические решения, уверен он. Он предупредил, что последствия этих санкций могут стать тяжелыми для мировой экономики. Ограничительные меры вредят иностранным акционерам санкционных компаний и иностранным партнерам, они наносят ущерб иностранным производителям оборудования, вредят банкам и инвестфондам, лишая их возможности вкладывать средства в российскую индустрию. По его словам, его компания готова к долгой судебной борьбе за снятие санкций. Запрет Европейскому суду рассматривать жалобы от попавших под санкции российских компаний и граждан заботит Сечина больше всего. В связи с этим он даже задался вопросом, есть ли в Европе независимое правосудие и действует ли там принцип верховенства закона.

В сложившейся ситуации Сечин пожелал правительствам стран Европы и США успеха в построении «многополярного мира на благо всем странам и нациям», отметив, что он не политик, а простой менеджер.

В интервью Сечин также опроверг предположения, что «Роснефть» стремится к консолидации нефтяного сектора. «Это невозможно, такие варианты никогда не будут рассматриваться, — сказал он. — Российская нефтегазовая индустрия является частью мировой нефтегазовой промышленности, примерно на 25% она принадлежит иностранным инвесторам. И я хотел бы повторить, что “Роснефть” не получала свои активы в ходе приватизации, а приобрела их на рыночных условиях и заплатила за них». На вопрос, не рассматривает ли компания новые сделки, например поглощение «Лукойла», Сечин со смехом ответил: «Причем тут “Лукойл”? Во время кризиса всегда бывают хорошие возможности для покупок и слияний, но к “Лукойлу” мы не присматриваемся». Он заверил, что на рынке сейчас такого предложения нет, а слухи «Роснефть» не комментирует.

11.02.2015 «Роснефть» проиграла суд в Амстердаме по иску Yukos International http://top.rbc.ru/business/11/02/2015/54db468b9a7947634f4f0d06
Суд Амстердама признал, что «Роснефть» обязана возместить убытки Yukos International, которая принадлежит бывшим акционерам ЮКОСа. Размер убытков в решении не указывается

Суд Амстердама признал, что «Роснефть» и ее бывшая структура «Промнефтьстрой» обязаны возместить убытки Yukos International (принадлежит бывшим акционерам ЮКОСа). Но размер убытков не указывается, он будет рассматриваться отдельно, следует из решения, опубликованного в среду на сайте суда.

Представитель «Роснефти» не стал комментировать решение.

«Промнефтьстрой» – бывшая структура «Роснефти», которая еще в 2007 году в ходе банкротства ЮКОСа получила контроль над Yukos Finance, которая контролировала часть зарубежных активов нефтяной компании. В 2007 году в ходе банкротства ЮКОСа «Промнефтьстрой» приобрела голландскую Yukos Finance на конкурсных торгах примерно за $300 млн. Крупнейшими активами Yukos Finance были контрольный пакет литовского нефтеперерабатывающего завода Mazeikiu nafta и почти половина словацкого нефтепровода Transpetrol. Но эти активы так и не достались «Роснефти» – бывшие акционеры ЮКОСа их перевели в два так называемых штихтинга (stichting), а компании получили взамен депозитарные расписки.​

В 2006–2008 годах Yukos International продала 53,7% акций Mazeikiu nafta за $1,2 млрд и 49% акций словацкой трубопроводной компании Transpetrol за $240 млн. Но в марте 2008 года «Промнефтьстрой» и «Роснефть» добились ареста счетов Yukos International.

Yukos заявляла, что то решение суда Амстердама ограничило ее способность инвестировать средства в наиболее надежные активы, такие как драгоценные металлы. Это решение впоследствии было отменено Верховным судом Нидерландов.

Компания Yukos International UK BV требовала взыскать с «Роснефти» и с ответчиков в счет возмещения понесенных убытков $333 млн, плюс набежавшие на эту сумму проценты с февраля 2011 года. Суд начал рассматривать дело в 2012 году, а осенью того же года «Роснефть» подала возражение на иск, заявив, что суд надлежащим образом вынес приказ об аресте и что компания Yukos International UK B.V. не понесла никаких убытков вследствие размещения своих средств на процентном счете, выбранном е​ю самой.

«Это очень важное решение для каждого акционера ЮКОСа и невинных жертв экспроприации ЮКОСа, который был организован Владимиром Путиным, [президентом «Роснефти»] Игорем Сечиным и Российской Федерацией», — заявил бывший финансовый директор ЮКОСа и директор Yukos International Брюс Мизамор (его заявление прислала пресс-служба). Он добавил, что арест активов компании нанес акционерам ЮКОСа «существенный ущерб» в виде потерянного времени, юридических издержек и недополученного дохода по инвестициям «Почти десять лет назад «Роснефть» и «Промнефтьстрой» предъявили [Yukos] незаконные требования, сконструированные Кремлем. Теперь настало время, чтобы они понесли ответственность за ущерб, который нанесли бывшим акционерам ЮКОСа (это более 55 тыс. акционеров, указал Мизамор). Решение [суда Амстердама] приближает эту цель на один шаг», – резюмировал он.

argumenti.ru: Глубинные тайны нефтянки

Нефть в России своя, но мозги и машины в нефтянке всё чаще импортные

Борьба за вышки
Нефтегазовые компании крепко подсели на импортную технику, основным донором стал Китай. Персонал на скважинах вместо примелькавшихся за полвека значков Уралмаша и Волгоградского завода буровой техники всё чаще видит на оборудовании надписи вроде «Хонгхуа» и «Хебей Хайхуа». Порой среди новых поставок с большой земли попадаются американские «Арамы» и французские «Серцели». Но Уралмашей всё меньше.

По данным Минпрома, доля иностранного оборудования в целом по нефтянке достигает 25–30%, в шельфовой добыче – 100%. В газовой добыче ещё больше. Вроде бы отечественной технике достались внушительные три четверти. На деле в статистику попали старые машины и буровые вышки советских времён, отработавшие по 30–40 лет. Среди новой техники доля российского оборудования менее 20%.

Обычно жалобы на засилье импорта на месторождениях слушают вполуха. Пока не узнают, сколько стоит ключевой инструмент нефтедобычи – буровая установка. При разведке крупных запасов нефти приходится забираться на глубину от 1 до 6 км, в последние годы средняя длина новых скважин растёт, в 2013 г. достигла трёх километров. Бурить на таких глубинах немногим проще, чем оправлять экспедиции в космос. Скважины давно не ведут линейно вниз. Технологии давно вышли на другой уровень, пласты научились соединять километрами горизонтальных петлевых узлов и каналов.

Чтобы выполнить такое сложное бурение, требуется техника космического уровня. К тому же всё более сложная. Добыча нефти в РФ постепенно уходит на глубину, где температура породы достигает 150–250 градусов. Чтобы пробиться на километры вниз, требуется буровой комплекс весом в несколько сотен тонн с вышкой на 50–70 м, несколькими силовыми установками на 1 тыс. лошадей каждая, сложной системой охлаждения, множеством сверхмощных насосов и т.д.

Цена такой платформы – от 500 млн. до 1 млрд. рублей. Почти как у пассажирского самолёта. Установки для морского бурения во много раз дороже. Сейчас в России около 2 тыс. буровых, в рабочем состоянии – 1,5 тысячи. Более половины давно требуют замены. Вдобавок чтобы предотвратить грядущий спад добычи, нужно резко расширять разведку. Для этого понадобится не менее тысячи новых установок. В довершение в ближайшие 7–10 лет нужно построить несколько десятков морских буровых платформ.

Выходит, только на обновление техники в ближайшие годы нефтянка потратит не менее 1,5 трлн. рублей. Если не изменить ситуацию, на долю российского оборудования придётся ничтожная часть заказов. Уралмаш выпускает 25–30 буровых установок в год, Волгоградский завод – 12–15. Самых сложных и дорогих сверхтяжёлых буровых на 900 т и больше российские заводы не делают. В результате могут упустить триллионный пирог, поскольку нужны тысячи новых установок. На нашем рынке нефтедобычи давно толкаются локтями два десятка зарубежных производителей. Перевес за Китаем: 70% бурового импорта поставляют четыре компании из этой страны. Как правило, это копии западной техники.

Технологиясудного дня
Вторая проблема: бурение и разведку всё чаще перекладывают на западных подрядчиков. Это самые сложные и наиболее дорогие операции. Тут правят бал компании «Шлюмберже» и «Халлибартон», обе со штаб-квартирами в Хьюстоне, США. Основными клиентами выступают Газпром-нефть, ЛУКОЙЛ и Роснефть. Эта тройка сильнее всего зависит от иностранных технологий. За бурение каждой скважины западные подрядчики получают от 100 до 500 млн. рублей. Для справки: в 2013 г. в России пробурено 6,5 тыс. новых нефтяных скважин.

Оправдание привычное, мол, у российских компаний нет аналогичных технологий. Это в стране, у которой с XIX века была самая передовая в мире нефтяная промышленность. По мнению специалистов, первая нефтяная скважина в истории пробурена в России. Это случилось в 1848 году. В 1950 гг. в СССР впервые появилась технология кустового бурения. Суть: чтобы не ставить множество вышек, вниз ведут десятки наклонных стволов от одной точки. Многозабойная технология, когда один ствол на глубине расходится на множество, тоже впервые освоена в нашей стране. Для этого советская промышленность создала передовые наклонные турбобуры и роторы. Наконец, пресловутая технология гидроразрыва пласта. Именно за неё западные подрядчики получают самые крупные суммы. При этом гидроразрыв в СССР впервые применили в 1952 году.

Правда, с этой технологией не всё ладно. Суть: в пласт под огромным давлением закачиваются тысячи тонн воды с песком. Она разрывает породу, образуются трещины, в которые проникает нефть. Это позволяет резко нарастить моментальную отдачу скважины, но в долгосрочном плане запросто может угробить месторождение. Многие эксперты считают гидроразрыв технологией для временщиков. Из месторождения как можно быстрее выжимается сколько выйдет, дальше трава не расти. Это как нельзя лучше характеризует политику крупнейших российских нефтяных компаний последних лет. Не зря разрыв схоже звучит со словом «урвать».

Особенно интенсивно эту технологию «последнего дня» применяют на старых месторождениях Западной Сибири, которые разрабатывают с 1970 годов. Например, практически полностью взорван Самотлор – крупнейшая нефтяная жила России. Тут характерна политика компании ТНК-BP. Несколько лет назад она столкнулась с резким падением добычи на Самотлоре. Недолго думая, разорвала три сотни скважин. Дешёвые остатки быстро дожали, после чего ТНК-ВР дорого продала бизнес Роснефти. В результате госкомпания попала в ловушку: чтобы продолжать хоть какую-то добычу на Самотлоре, ей придётся дальше разрывать скважины. Во-первых, процесс не бесконечный, обычно месторождение умирает после третьей-четвёртой массированной закачки. Во-вторых, Роснефть вынуждена платить западным подрядчикам, владеющим технологиями гидроразрыва, которые использовала ТНК-ВР.

Черта двадцатого года
Что в результате? Если дела в нефтянке пойдут на спад, удар будет серьёзный и придётся по всем. Зависимость экономики от чёрного золота разрослась до таких масштабов, что вся остальная, несырьевая, часть похожа на тонкую кожуру на громадном нефтяном пузыре.

Вот данные госказначейства. В 2013 г. федеральный бюджет собрал 13 трлн. рублей. Из них пошлины на экспорт нефти принесли 2,33 трлн. руб., сборы с бензина и прочих нефтепродуктов добавили ещё 1,2 триллиона. Для сравнения: от экспорта газа государство получило 479 млрд. рублей. Дополнительные 2,19 трлн. руб. дал налог на добычу нефти (с газа вышло в семь раз меньше). В общей сложности от нефтянки бюджету в прошлом году накапало 5,7 трлн. рублей. Выходит, практически каждый второй рубль у государства – нефтяного происхождения (от газа каждый шестнадцатый).

Загвоздка вот в чём. В 2013 г. в России добыли 523 млн. т нефти. Вроде рекордный показатель за весь постсоветский период. Только новые скважины, введённые в строй не более 5 лет назад, дали лишь 37 млн. т нефти. Это 7% добычи. Рост идёт в основном за счёт раскупоривания запасов. По данным Минэнерго, в стране 160 тыс. нефтяных скважин. Только на Самотлоре, давшем стране 2,3 млрд. т нефти, пробурили 16,7 тыс. скважин. Из 160 тыс. скважин 17,8 тыс. законсервированы до поры до времени. Для сравнения: в 2000 г. в резерве было 28 тыс. скважин, в 2011 г. – 25 тысяч. Тенденция очевидна.

«При нынешних ничтожных объёмах поисково-разведочного бурения, при хищническом использовании месторождений олигархатом, когда коэффициент извлечения нефти 30% вместо принятых 60–65%, запасы сырья в основных нефтяных регионах, Волго-Уральском и Западно-Сибирском, истощаются на глазах. Хватит на 9–10 лет. Может быть, потому у партии власти все программы-манилки для электората заканчиваются в 2020 году? Посидеть ещё десять лет на трубе, пока она тёплая от пульсирующего сока земли, а там спрыгнуть», – говорит эксперт по нефтедобыче М. Полторанин.
http://argumenti.ru/economics/n454/364329

rbcdaily.ru: «Еврохим» не смог взыскать 660 млн долларов с подрядчика

«Еврохим» проиграл иск на 660 млн евро в Амстердамском окружном суде. Компания судилась с акционером подрядчика, который осваивал Гремячинское месторождение, один из проблемных активов компании. Суд отказался признать, что акционер виноват в том, что подрядчик использовал неправильные технологии и нанес убытки российскому производителю удобрений.

В конце 2012 года «Еврохим» подал иск в Швейцарскую торговую палату в Цюрихе и Международную торговую палату в Париже на сумму 800 млн долл. против южноафриканской компании Shaft Sinkers за неспособность в срок завершить строительство клетьевого ствола на Гремячинском месторождении. Договор с компанией был разорван.

Прямые убытки «Еврохим» оценил в 161 млн долл. Российский производитель также подал иск против International Mineral Resources, владеющей 48% Shaft Sinkers. «Еврохим» требовал признать, что IMR ответственна за действия «дочки» и пыталась скрыть возможную неэффективность Sheft Sinkers при реализации проекта. В июле 2013 года голландский суд вынес предварительное решение в пользу «Еврохима» и наложил ограничения на активы IMR на сумму 886 млн евро, которая включает основную сумму иска и проценты по ней.

Вчера Окружной суд района Rechtbank в Амстердаме отказал «Еврохиму» в иске о взыскании убытков IMR на 660 млн долл., говорится в сообщении IMR. Суд решил, что акционер Shaft Sinkers не имеет отношения к претензии российской компании.

Представитель «Еврохима» Владимир Торин сообщил РБК, что в компании разочарованы первоначальным решением суда в Нидерландах. Российская компания нашла дополнительные доказательства мошеннических действий контрагента и представит их суду следующей инстанции, говорит он.

Запуск Гремячинского месторождения первоначально планировался на 2013 год, но из-за неправильного создания шахты был перенесен на 2017 год. Лицензия на освоение месторождения была приобретена компанией в 2005 году. На первом этапе добыча должна составить 2,3 млн т калия в год, после выхода на полную мощность — 4,6 млн т.
http://www.rbcdaily.ru/industry/562949991785067

plosone.org: Determinants of the Pace of Global Innovation in Energy Technologies

http://powerelectronics.com/energy-harvesting/number-patents-renewable-energy-technology-sees-significant-increase
http://www.plosone.org/article/info%3Adoi%2F10.1371%2Fjournal.pone.0067864

Газовые центрифуги

Газовая центрифуга

Газовая центрифуга — устройство для разделения (сепарации) газов с разным молекулярным весом.
Наиболее известны газовые центрифуги для разделения изотопов, в первую очередь подразумевается современный способ обогащения урана изотопом U-235 для атомной энергетики и атомного вооружения. Перед обогащением природная смесь изотопов урана переводится в газообразную фазу в виде гексафторида урана. Высокая степень разделения достигается использованием множества отдельных газовых центрифуг, собранных в каскад, что позволяет последовательно достичь более высокого обогащения урана-235 при значительно меньших энергетических затратах по сравнению с диффузионным каскадным процессом разделения изотопов, используемым ранее. Газоцентрифужная технология представляет сегодня самый экономичный способ разделения изотопов урана, использует значительно меньше энергии, чем другие методы, и имеет множество других преимуществ.


Каскад газовых центрифуг на заводе в Пайктон, штат Огайо с 1984

В настоящее время в мире имеется 4 основных фирмы, занимающиеся обогащением урана, каждая из которых занимает примерно четверть мирового рынка по продажам.
ТВЭЛ — российская компания (подразделение ГК «Росатом», сбыт на мировом рынке осуществляется через Техснабэкспорт (TENEX)) использует советско-российские газоцентрифужные технологии.
URENCO — совместная (англо-голландская-немецкая) со штаб квартирой в Великобритании использует газоцентрифужную технологию основанную на патенте Циппе.
Areva — французская и USEC — американская . Французские и американские фирмы до сих пор не обладают своими надежными газоцентрифужными технологиями. Французская Areva купила 50 % URENCO, инвестировала более 3 миллиардов евро в последние годы в новый завод Georges Besse II. Новый завод работает с апреля 2011 , мощность более 1,5 млн ЕРР в год, в 2016 году он будет работать с полной производственной мощностью 7,5 млн ЕРР в год.

— — —
Из всех статей (русской, английской, китайской, немецкой, нидерландской, испанской, арабской) в Википедии по газовым центрифугам русская самая подробная.
— — —
Шпайш машт флоу (NUC1)
Однако, для того, чтобы понять, кто чего стоит в «Изотопном клубе» — приведу данные из вот этого отчёта: На долю России приходится 40% от мировых мощностей по разделению изотопов, на долю США — 20%, на долю Франции приходится 15% мощностей, на объединённую долю Германии-Великобритании-Бельгии — ещё 22% мощностей по обогащению.
Все остальные обогатители, включая Японию, имеют не более 3% от мировых мощностей по обогащению. На ядрен-батон может быть и хватит, а вот на создание своего замкнутого ЯТЦ — уже нет.
Поэтому, как говорится «шпайш машт флоу» — нет центрифуг — нет обогащённого урана.

Газодиффузное обогащение изначально создавалось под запросы военных. Американским военным, собственно говоря, на энергетические затраты по разделению изотопов было элементарно наплевать — им был нужен оружейный, высокообогащённый уран (для реакторов подводных лодок — это несколько десятков процентов обогащения, для атомной бомбы — не менее 75%, а для реакторов, напомню — всего 2-4%!), причём быстро! Нефти и энергии было полно, о затратах никто не думал, вот и построили быстро газодиффузные заводы.

На протяжении нескольких десятков лет технологии изотопного обогащения урана в СССР и странах Запада развивались абсолютно изолированно, хотя все начинали с газодиффузионной технологии. Из публикаций косвенных данных СССР было известно, какая промышленная технология используется Западом.
Но в конце 1940-х годов у страны катастрофически не хватало энергии и советские учёные вынуждены были искать альтернативы газодиффузному способу. В дальнейшем по понятным причинам условий Холодной войны газовая диффузия и центрифугование стали каждая развиваться по отдельности — диффузия на Западе, а центрифуги — в СССР.

Поэтому Запад узнал об успехах СССР лишь в 1990-е годы, когда в рамках контроля за процессом разоружения обе страны частично раскрыли информацию. Тогда и выяснилось, что Россия обладает значительно более производительным и экономичным процессом. Ликвидировать этот разрыв западные компании и страны не смогли до сих пор.

В итоге газодиффузное обогащение оказалось более чем в 20 раз энергозатратным, нежели обогащение на центрифугах.

Кстати, дополнительную пикантность ситуации придаёт то, что один из создателей первых советских центрифуг — немец Конрад Циппе впоследствии уехал на Запад, сотрудничал с англо-голландским концерном Urenco и разработал другую модель центрифуги и для них. Именно центрифуги Urenco сумел контрабандой сначала приобрести ПакистанЮ а потом и через Пакистан — Иран.

Поэтому, два из трех основных конкурентов России на мировом рынке услуг по обогащению урана, наиболее мощные компании — французская компания Areva (частично) и американская USEC (полностью), до сих пор используют чрезвычайно энергозатратную газодиффузионную технологию. Центробежной же технологией в «западном» исполнении совместно владеют европейские компании Urenco и Areva, но только последнее поколение их центрифуг возможно сможет хоть как-то конкурировать с российскими по уровню энергопотребления.

Завод Urenco в США недавно наконец-то пущен в промышленную эксплуатацию. 20 августа 2012 года первая очередь новых центрифуг Urenco была загружена гексафторидом урана.
Мощность завода Urenco составляет 1,5 млн. единиц работы разделения (ЕРР) в год. Или 7% от мощности существующих обогатительных предприятий России.

Россия же планирует до 2015 года увеличить мощности своих предприятий по разделению изотопов на 10 миллионов ЕРР в год. И разделять за год 33 миллиона ЕРР.

Ядерная спичка (NUC2)

Как мы помним из предыдущей части, за время Холодной войны, когда и были, собственно говоря, произведены основные избыточные количества урана, США и Франция успешно освоили газодиффузный способ разделения изотопов и тихо радовались неспешной наработке делящихся изотопов, втайне считая, что у СССР дела с обогащением урана обстоят или на похожем уровне, а возможно — и того хуже.

При этом, что интересно, по стоимости газодиффузного способа разделения изотопов и сейчас часто любят делать заключения о «низком EROEI» ядерной энергетики, объявляя, что она работает чуть ли не на значениях EROEI 4:1 или ниже. Для начала разберём — что это составляет в абсолютных цифрах потраченные на обогащение кВт-часы и как они отражены в полученных килограммах урана?

Например, французский газодиффузионный комбинат «Евродиф» в Пьерлате электроэнергию на поддержание своего технологического процесса получает от 4 рядышком стоящих ядерных реакторов. То есть 3 000 МВт их электрической мощности и 26,280 млн. МВт-ч произведенной за год электороэнергии расходуются на производство 8,5 млн. ЕРР. В перерасчёте на «штуки» — каждый ЕРР на газодиффузном заводе обходится в 3 091 кВт-часа.
Для сравнения, в классической книге «Экономика ядерной энергетики: Основы производства ядерного топлива» Синева приведено для сравнения энерготопотребление центрифуг образца 1982 года — около 100 кВт-часов/ЕРР. Потребление же газодиффузной технологии тоже оценено в этой книге, как «в ~25 раз более высокое», то есть — составляет около 2 500 кВт-ч/ЕРР.
Согласно же последним оценкам, современные центрифуги как российского, так и европейского производства берут 50-60 кВт-ч на каждую ЕРР.

Слава богу, жить французскому газодиффузионному комбинату осталось приблизительно до 2015 года, а далее там останутся уже только одни центруфуги. Аналогичная ситуация складывается и в США — энергетический, а не «военный» подход к вопросу заставляет США закрывать газодиффузный комбинат USEC и переходить на европейские технологии центрифуг, о чём я уже писал в прошлом материале.

Как видим, для производства урана реакторной чистоты — нам надо потратить 6-9 ЕРР на килограмм продукта. Или, в случае использования центрифужного способа производства урана — 600-900 кВт-ч на 1 килограмм урана. С центрифугами нового поколения — и того меньше, всего лишь 300-450 кВт-ч на 1 килограмм урана. Исходный продукт, как мы помним, тоже никуда при этом не исчезает, просто он оказывается обеднён изотопом 235U и мы спокойно оставляем его лежать в отвалах — к перспективам его использования мы вернёмся ниже.
Для же газовой диффузии, даже если использовать оценки Синева, а не фактическое потребление «Евродифа», которое ещё на 20% выше, то получится уже гораздо более печальная цифра — от 15 000 до 22 500 кВт-ч на 1 килограмм урана.

При использовании современной реакторной технологии 1 кг урана, обогащённого до реакторной чистоты, достаточно для производства 315 000 кВт-ч электроэнергии. В случае газодиффузной технологии 7% энергии при этом надо было бы потратить на обогащение самого урана, в случае же использования центрифуг нового поколения эти расходы уменьшаются до смешного уровня в 0,2%. (Ну — или в понятных нам EROEI, эта фаза уранового топливного цикла работает уже с коэффициентом 500:1).

То есть, внезапно разделение изотопов, до определённого момента будучи очень затратным и хлопотным делом, сразу и навсегда становится простым и дешёвым процессом.

Собственно говоря, отсюда и следует первый интересный факт — к 1990-му году СССР уже наработал тонны и тонны дешёвого оружейного урана, а США и Франция всё ещё сидели на дорогом и малопроизводительном «газодиффузном» уране. Как я писал, «побег Циппе» за рубеж с чертежами недоделанной советской центрифуги «сухумского разлива» ничего глобального Западу не дал — к 1990 году самые передовые западные центрифужные технологии Urenco всё ещё болтались в коротких штанишках опытных разработок.
Как следствие, к 1990-му году США смогли наработать (всего!) около 500 тонн оружейного урана, а Франция — ещё гораздо меньше.

Именно в такой исторической ситуации Россией и была начата программа ВОУ-НОУ (высокообогащённый уран в низкобогащённый уран, HEU-LEU по-английски). Соглашение ВОУ-НОУ было заключено в 1993 году и предусматривает необратимую переработку накопленного российского оружейного урана в топливо для атомных электростанций США. Соглашение рассчитано на 20 лет — до 2013 года, и предусматривает переработку 500 тонн накопленого ещё во времена СССР оружейного урана, что соответствует 20 000 уничтоженных ядерных боеголовок. Боеголовка условно принята содержащей 25 кг урана, на самом деле речь, понятно идёт об «эквиваленте» — по факту разубоживается и отгружается просто оружейный уран из советских запасников. Фактическая статистика программы ВОУ-НОУ, если что, есть тут.

USEC признала отсутствие экономической целесообразности у проекта Американская центрифуга

Компания USEC впервые официально признала, что проект «Американская центрифуга» не будет экономически целесообразным в ближнесрочной перспективе.

«При текущих ценах на рынке мы не считаем, что наши планы по коммерциализации технологии ACP (центрифужного обогащения) станут экономически обоснованными без дополнительной поддержки от правительства», — цитирует слова президента USEC Джона Уэлча издание «Nuclear Intelligence Weekly».
Уэлч предположил, что проект ACP может быть свёрнут в январе 2014 года. Компания не раскрывает, какой объём средств понадобится ей для предотвращения подобного шага.
Завод «Американская центрифуга» в Пайктоне призван стать первым в США предприятием, использующим центрифужный метод для обогащения урана и принадлежащим американской компании. В настоящее время в стране действует только устаревший газодиффузионный завод в Падуке, и большая часть ЕРР для работы американских АЭС импортируется из-за рубежа.

В состав первой очереди завода должны входить 96 каскадов, в каждом из которых будет по 120 центрифуг типа AC.

В августе 2009 года министерство энергетики США отложило принятие решения о выделении госгарантий для завода в Пайктоне. В ответ, USEC приступила к увольнению специалистов, занятых на сооружении завода.
В июне 2012 года USEC подписала пакет соглашений с министерством о совместном финансировании программы НИОКР и демонстрации по центрифужным технологиям. На данный момент, министерство выплатило USEC 134,4 миллиона долларов из общей оговоренной суммы 250 миллионов.
Помимо «Американской центрифуги», свои центрифужные заводы на территории Соединённых Штатов собираются разместить европейские компании URENCO и AREVA.

Usgs: Map of Assessed Shale Gas in the United States, 2012. Текст из отчета

В некоторых случаях, формации сланцевого газа содержат газ в более глубокой части бассейна и нефть на меньших глубинах (например, Woodford Shale и Eagle Ford Shale).

Деятельность по сланцевому газу началась с первой скважины, пробуренной на природный газ в 1821 в девонских сланцах вблизи города Фредония, штат Нью-Йорк. По данным о добыче природного газа, выпущенным DOE в 2009 г., добыча нетрадиционного газа (газа из нетрадиционных коллекторов) составляла 46% общеамериканской добычи. За 2004-2009 гг. добыча сланцевого газа в США выросла от 2 млрд. cubic feet per day (BCFD) до более 8 BCFD.

Усиленный интерес к сланцевому газу начался с формации Барнетт в северном Техасе, продолженный разработкой формации Fayetteville в Арказасе, Woodford в Оклахоме, Haynesville/Bossier формацией в Луизиане и Техасе, Marcellus в Аппалачском бассейне и Eagle Ford в Техасе. Вместе с Antrim в Мичигане и девонскими сланцами Аппалачского бассейна они являются самыми газопродуктивными сланцами на сегодня.

Сланцы — это мелкозернистая осадочная порода, характеризуемая своим размером зерен (<1/256 мм) и слоистостью (сланцеватостью). Они содержат глинистые минералы, мелкие зерна кварца и полевых шпатов, плюс органический материал. Классификация породы как "сланца" основывается более на размерах зерен, чем на минералогии.

Cardott (2004) определяет газоносные сланцы, как содержащие минимум 0.5 весового процента total organic carbon (TOC)
/Общее содержание органического углерода (ТОС) — количество углерода, связанное с органическими соединениями/
Газоносные сланцы могут быть как незначительно термически зрелыми (показатель отражения витринита 0.4-0.6%), так и зрелыми (0.6-2.0%) и содержать биогенетический и термогенетический метан.
Газ генерируется и хранится на месте нахождения как сорбированный (органическим веществом), так и как свободный газ (в трещинах и порах), подобно природному газу в угле.

Газоносные сланцы традиционно рассматриваются как породы-источники, так и покрышки (затворы) для газовых ловушек. Дальность миграции УВ в газоносных сланцах
относительно невелика.

Традиционные резервуары располагаются стратиграфически выше или ниже сланцев и могут быть заполнены УВ, генерируемыми в сланцах.

В регионе Скалистых гор сланцевая формация Нибрара мелового периода богата органическим УВ и содержит значительный карбонатный материал. Рассматривая сланцы Ниобрары как мелкозернистую породу, мел и мергель (глинистый известняк — сцементированная осадочная порода со значительным, но не преобладающим содержанием известняка) относят к категории сланцев.

Наиболее ранние (в Северной Америке) сведения о черных сланцах, богатых органическим веществом, были даны французскими исследователями и миссионерами в 1627-1669 гг., отмечавшими проявления нефти и газа, ныне рассматриваемыми как происходящие из девонских сланцев в западной части шт. Нью-Йорк. В 1821 г. Уильям Харт пробурил первую скважину на природный газ в США в деревне Фредония на берегу Canadaway Creek in Chautauqua County, New York.

Газ был также найден в девонских и миссисипских сланцах в западно кентуккской части Иллинойского бассейна в 1863. Бурение было начато в Пенсильвании в 1850-х и расширено на Огайо десятилетие спустя. В 1920-х бурение на сланцевый газ было в Западной Виргинии, Кентукки, Пенсильвании, и в 1926 г. девонские сланцы восточного Кентукки и Западной Виргинии были (на тот момент) наибольшее известное газовое месторождение в мире.

Вслед за энергокризисом 1973 г. начало энергетических трудностей и последующее увеличение цен на газ побудили U.S. Department of Energy начать программу Eastern Gas Shales Project (EGSP), которая охватывала Аппалачский, Иллинойский и Мичиганский бассейны. EGSP работала, чтобы объединить усилия и исследования 40 организаций в 15 штатах, для того чтобы обменяться и оценить информацию и технологии по изучению газопродуктивных девонских сланцев.

Более глубокозалегающие сланцы рассматривались как менее притягательные цели и были оставлены до тех пор пока цены на газ не возрастут и технологии не улучшатся достаточно, чтобы бурение и разработка были конкурентными с обычными залежами.

В Federal Tax Section 29 налоговые льготы для нетрадиционной топливной продукции в 1980-х помогли развить и стимулировать экономику незначительно продуктивных газоносных сланцев с большим содержанием органики. Эта ранняя инициатива стимулировала развитие новых технологий.

Налоговые льготы распространялись на добычу газа из формаций, классифицированных как tight (газонепроницаемый ?) для скважин пробуренных после 31.12.1979 до 01.01.1993 и для газа проданного до 01.01.2003.

До 1994 Ohio Shale (Аппалачский бассейн) давал большую часть сланцевого газа США, пока бум бурения в Мичиганском бассейне не поднял сланцы Антрим на верхнюю позицию. Формация Антрим была наиболее активной вначале середины 1990-х.

Срок действия Tax Section 29 истек в 1993, но штат Техас продлил налоговую скидку для tight резервуаров, и сланцы Барнетт подпали под налоговую скидку, что поддержало интерес к ним.
Коммерческая газовая продукция была получена из пород миссисипского возраста формации Барнетт в бассейне Fort Worth в начале 1980-х, но не росла до конца 1990-х. Ныне это это одно из наиболее активных газовых месторождений в США.

Разведка, бурение, добыча на формациях Barnett, Fayetteville, Haynesville изменили индустрию добычи нетрадиционного газа. Две технологии расширили разработку сланцевого газа, это горизонтальное бурение и гидроразрыв. Разработка формации Fayetteville началась в начале 2000-х газодобывающими компаниями, имевшими успех при разработке формации Барнетт, после того как они установили сходство Барнетт и Fayetteville.

Современная эпоха формации Марцеллус в Аппалачском бассейне началась в 2004 г., когда компания Range Resources закончила скважину в округе Вашингтон, шт.Пенсильвания и применила большой гидроразрыв. С 2005 г. развитие разработки формации Марцеллус продолжилось в Пенсильвании и Аппалачском бассейне.

В 2007 г. после нескольких лет бурения и испытаний формация Haynesville стала потенциальным крупным источником газа. Только в 2008 г. стало понятно, что формация Haynesville/Bossier м.б. коммерчески привлекательна для добычи сланцевого газа. Сейчас усилия фокусируются на регионе Скалистых гор. Но последние опыты бурения на меловой формации в регионе Скалистых гор показали что концепция разработки, созданная для Барнетт, не может быть перенесена в другие геологические обстановки.

Низкая естественная проницаемость сланцев была ограничивающим фактором в разработке сланцевого газа, но появление горизонтального бурения и гидроразрыва облегчило современную добычу газа.

Хотя первая горизонтальная скважина была пробурена в Техасе в 1929 г., до 1980-х это не была технология достаточно развитая, чтобы стать стандартной промышленной практикой.

http://pubs.usgs.gov/dds/dds-069/dds-069-z/
http://pubs.usgs.gov/dds/dds-069/dds-069-z/DDS-69-Z_pamphlet.pdf

О возможном использовании серы, получающейся в результате нефтепереработки

При переработке 19 галлонов нефти (ок.70 литров) получается в виде отходов полфунта серы (четверть килограмма). Рост нефтедобычи и нефтепереработки привел к накполению огромных запасов серы. Сера является сырьем для промышленной химии , но нужды в таких количествах у нее нет. Это является угрозой для экологии в местах скопления отходов.

В недавно опубликованной статье в журнале Nature Chemistry описывается процесс , названный «обратной вулканизацией» (inverse vulcanization) , который позволит заменить в будущих батарейках капризный и дорогостоящий литий на дешевую серу. Команда из Унивреситета штата Аризоны во главе с Джефри Пьюн (Jeffrey Pyun) совместно с коллегами из США, Южной Кореи и Германии разработала полимер из жидкой серы и неизвестной добавки. Когда данная технология выйдет на рынок неизвестно.
http://slanceviy-glas.livejournal.com/155505.html
http://gizmodo.com/5994820/the-future-of-rechargeable-batteries-could-smell-like-rotten-eggs

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

February 14, 2013

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

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

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

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

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

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

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

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

Заседание комиссия по вопросам стратегии развития ТЭК 13.02.2013. Кудряшова (Зарубежнефть)

Кудряшова (зам. министра энергетики, ген. директор Зарубежнефть)

В последнее время всё чаще поднимается вопрос освоения российского континентального шельфа. Российская Федерация обладает наиболее обширной перспективой в нефтегазоносном отношении морской периферией, освоение которой должно стать драйвером роста доходов государства как за счёт прямых налоговых поступлений от прироста добычи нефти и газа, так и от мультипликативного эффекта в смежных отраслях.

В настоящий момент выделяются три основных фактора, которые сдерживают освоение шельфа, а именно: первый – это его низкая степень лицензирования; второй – отсутствие инвестиционной привлекательности разработки шельфовых месторождений в действующей налоговой системе; третий – отсутствие необходимого оборудования у российских компаний, реализующих шельфовые проекты. Данные проблемные вопросы не раз обсуждались на государственном уровне, и по ряду из них уже приняты решения, ведётся системная работа.

Остановлюсь более подробно на каждом из факторов. Вопрос освоения шельфа в первую очередь связан с его лицензированием. При общей площади российского континентального шельфа более 6 миллионов квадратных километров площадь, охваченная лицензированием, по состоянию на начало 2009 года была менее двух процентов, а на конец 2012 года составила 8 процентов.

Активизация произошла в январе 2013 года, когда компании «Роснефть» было предоставлено 12 участков. Но даже с учётом данного факта площадь лицензирования составляет около 18 процентов. Дальнейшее увеличение этого показателя может быть обеспечено за счёт предоставления участков по рассматриваемым сегодня заявкам АО «Газпром».

Одновременно с этим ведётся работа по повышению экономической эффективности и реализации шельфовых проектов. Правительством Российской Федерации было разработано и в апреле 2012 года Вами, Владимир Владимирович, подписано распоряжение № 443.

В соответствии с этим распоряжением определена классификация проектов по уровням технологической сложности и по их географическому расположению. Для каждого уровня сложности были определены базовые налоговые условия. Данные инициативы нашли своё отражение в подготовленном Минфином законопроекте по установлению новой системы налогового и таможенно-тарифного регулирования шельфовых месторождений. К сожалению, окончательное межведомственное согласование и внесение его в Правительство ожидается лишь в мае-апреле текущего года вместо 1 октября 2012 года.

Помимо создания экономических стимулов распоряжением Правительства № 443 Минпромторгу было поручено разработать стратегию локализации производства оборудования и развития нефтегазосервисного сектора. Стратегия разработана и предполагает поэтапное увеличение производства нефтегазового оборудования.

Задачами первого этапа стратегии до 2016 года являются оценка потребностей оборудования и платёжеспособного спроса на него, выработка требований к целевому уровню локализации для стадии разработки месторождений, которая планируется после 2016 года. При этом в стратегии упущен начальный этап – это стадия геологоразведочных работ. Заложенный в стратегии уровень локализации оборудования на этапе ГРР до 2016 года в размере от 5 до 20 процентов не в полной мере соответствует нашим текущим представлениям о его целевом значении.

Вместе с тем следует отметить, что увеличение масштаба лицензирования, которое произошло в последнее время, и экономические стимулы, которые ожидаются в ближайшее время, сняли неопределённости и обеспечили создание уже сегодня спроса на конкретные объёмы работ, связанные с геологоразведочной стадией реализации проектов.

Согласно лицензионным обязательствам в перспективе до 2020 года объём поисково-разведочного бурения достигнет уровня 16 скважин в год, что, в принципе, соответствует показателям Советского Союза. Так, в 1987 году Советский Союз пробурил на шельфе 19 скважин. Текущий уровень бурения у нас составляет всего 6–7 скважин в год. При этом после первого этапа ГРР объёмы разведочного бурения могут возрасти просто кратно от цифр 16–20 скважин в год, которые сегодня планируются по лицензионным обязательствам.

Годовой объём сейсморазведки 3D планируется в размере 6–7 тысяч квадратных километров. Здесь возникает вопрос о том, кто будет выполнять эти работы. Сегодня в работе находятся три российских сейсморазведочных судна, способных выполнять съёмку 3D. При этом требованиям современных геофизических судов с количеством кос от 10 до 22 не соответствует ни одно. Даже российское судно «Вячеслав Тихонов», построенное в 2010 году, оснащено всего лишь 8 косами.

Для выполнения годовых объёмов бурения поисково-разведочных скважин с учётом погодных условий нам необходимо иметь порядка 16 плавучих буровых установок. В настоящий момент в России их всего 8. Как мы видим, у нас недостаточно специализированного флота для удовлетворения даже установленных лицензионных объёмов ГРР силами российских компаний. Если в ближайшее время мы не обеспечим развитие собственных мощностей для выполнения планируемых работ на шельфе, львиная доля финансовых средств, выделяемых недропользователям, станет прибылью зарубежных сервисных компаний. Предоставление льгот в Российской Федерации для работы на шельфе станет мультипликатором промышленности других стран.

Для формирования дополнительного вектора развития российской промышленности предлагается в рамках стратегии Минпромторга России разработать уже более детальную программу локализации российского оборудования для этапа геологоразведочных работ с учётом уже имеющихся лицензионных обязательств по данным участкам недр. Необходимость такой программы подтверждается уже сейчас тем, что компания «Роснефть» уже разместила на своём сайте перечень оборудования и техники, которые используются на различных этапах освоения морских месторождений.

В заключение хотел бы вернуться к одному из аспектов вопроса экономической эффективности разработки шельфовых месторождений. В природе не существует чисто нефтяных или чисто газовых месторождений: всегда есть как жидкая, так и газовая составляющая. Одним из ключевых вопросов при реализации нефтяных шельфовых проектов может стать вопрос использования попутного газа, отягощённый высоким значением газового фактора.

Возможны три варианта использования газа. Первый – это сжигание, то есть уничтожение ресурса. Второй – закачка газа в пласт. Да, ресурс будет сохранён, но может происходить уничтожение стоимости проекта. В отдельных случаях это не позволит реализовать проект с целевой эффективностью. Третье – это монетизация газа.

Как показано на слайде № 9, шельфовые лицензионные участки существенно удалены от единой газотранспортной системы и рынка сбыта. Инструментом монетизации газа в этом случае, учитывая, что расстояние значительно превосходит эффективную для трубопроводного газа удалённость 2,5 тысячи километров, могут стать проекты по производству сжиженного газа.

Это также решает задачи по диверсификации маршрутов поставки российского газа, создаёт дополнительно мультипликативный эффект в российской промышленности, повышает живучесть системы при снижении цен на газ за счёт нефтяной составляющей. Однако неопределённость с правами на маркетинг газа может стать ступором для проекта на шельфе в целом.

В связи с этим предлагается рассмотреть возможность предоставления компаниям права экспорта сжиженного газа, добытого на континентальном шельфе, с разработкой соответствующего комплекса мер налогового и таможенного тарифного стимулирования для таких производителей сжиженного природного газа.

В заключение хотелось бы отметить, что развитие российского континентального шельфа – это крупный и структурно сложный проект. Для его реализации необходимо синхронизировать действия по лицензированию шельфа, по повышению его инвестиционной привлекательности, формированию необходимых мощностей российских компаний.

Учитывая, что инвестиции в ТЭК являются лидирующими для нашей экономики, прошу Вас, Владимир Владимирович, поддержать предлагаемые проекты решений, направленные на достижение главного результата – получение максимального эффекта для экономики Российской Федерации.
http://news.kremlin.ru/news/17511

Кудряшов Сергей Иванович
Зарубежнефть, ОАО — Генеральный директор
Правительственная комиссия по вопросам топливно-энергетического комплекса, воспроизводства минерально-сырьевой базы и повышения энергетической эффективности экономики — Член Комиссии (по согласованию)
Комиссия по вопросам стратегии развития топливно-энергетического комплекса и экологической безопасности — Член Комиссии

Родился 25 июля 1967 года в городе Отрадный Самарской области.
Служил в армии. Окончил Куйбышевский политехнический институт. Начал свою трудовую деятельность оператором по добыче нефти Нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Нижневартовскнефть». Завершил деятельность на этом предприятии в должности заместителя генерального директора (начальника укрупненного нефтепромысла). Затем работал начальником НГДУ «Стрежевойнефть» — заместителем управляющего ОАО «Томскнефть» ВНК. Позже — менеджером по нефтедобыче Аппарата региональных управляющих ЗАО «ЮКОС ЭП». До 2005 года работал вице-президентом ЗАО «ЮКОС ЭП» — управляющим ОАО «Юганскнефтегаз». До декабря 2008 года Сергей Кудряшов являлся первым вице-президентом ОАО «НК «Роснефть», после чего был назначен на должность заместителя Министра энергетики РФ.

С.И. Кудряшов имеет государственные награды Российской Федерации.
Указом Президента Российской Федерации от 15 июня 2012 г. «О Комиссии при Президенте по стратегическому развитию ТЭК и экологической безопасности» назначен руководителем рабочей группы по вопросам топливно-энергетического комплекса Комиссии.

Имеет диплом MBA Экономической школы Стокгольма.

В июле 2012 года Сергей Иванович Кудряшов занял должность первого заместителя Генерального директора ОАО «Зарубежнефть». С 28 декабря 2012 года является Генеральным директором ОАО «Зарубежнефть».

http://www.kommersant.ru/doc-y/2100458

theoildrum: LNG


A tanker docked at the Nikiski, Alaska, LNG plant.

LNG touches only a small portion of the world’s gas supply, but it’s the fastest-growing portion. Since 2000, global demand for LNG has grown 140 percent and now accounts for roughly 10 percent of the methane consumed worldwide.

Since 2006, Norway, Russia, Yemen, Peru, Angola and Equatorial Guinea all have started making LNG, while Qatar, Nigeria, Australia, Oman and Indonesia have expanded production.

Last year Qatari plants exported almost one-third of the LNG traded across the globe. In the mid-2000s, with construction under way, Qatari officials thought they’d be selling much of their LNG to the United States. The Lower 48 shale-gas boom blew apart that plan. But last year, as Japan idled nuclear power production after the Fukushima disaster, Qatari exports to Japan soared 56 percent over their 2010 level, according to the BP Statistical Review of World Energy. That dulled Qatar’s pain of losing the U.S. market.

LNG is exported from 19 countries, including from one U.S. plant in Nikiski, Alaska.

About 10 to 15 percent of the gas gets consumed during the process. Much of it to run the plant’s turbines, compressors and other machinery.

At the end of 2011, 360 ships comprised the global LNG fleet, according to the International Gas Union. Ships typically get built in tandem with LNG plants and get contracted to sail between the plant and its customers. Just as the capacity to make LNG has skyrocketed in recent years, so has the tanker capacity, growing 150 percent since 2006, the IGU said.

The average tanker capacity is about 3.1 bcf of gas (after the liquid gets converted back into a vapor). South Korea is the big builder of tankers. An average one can cost at least $150 million. The largest tankers were built for the Qatar expansion. They can carry about 5.5 bcf, but the tankers are too big for some LNG receiving ports.

As an export product, LNG dates back less than 50 years, to 1964.
That year a British shipyard launched the Methane Princess, a tanker that carried the first commercial load of LNG, from a new plant in Algeria to a gas-hungry United Kingdom.

Within a few years, Algeria was sending LNG to France, too, and Libya was exporting it to Italy and Spain. In 1969, a new Phillips and Marathon plant in Nikiski, Alaska, started shipping LNG made of Cook Inlet natural gas to Japan, inaugurating LNG trade to Asia. Japan is the world’s top LNG consumer today.

The idea of water-borne LNG deliveries started to get traction in the mid-1950s.

New gas discoveries in Algeria made that country the first mover in LNG exports. The Methane Princess, carrying the world’s first commercial load to Canvey Island, was small by today’s standards. It could carry up to about 500 million cubic feet of gas (after regasification). The average LNG tanker today is five times larger.

But the Methane Princess proved to be a workhorse through the early years of LNG export. The vessel was finally scrapped in India during the mid-1990s. Another tanker with the same name sails in the LNG trade today.

http://www.arcticgas.gov/lng-cold-facts-about-hot-commodity
http://www.theoildrum.com/node/9526

Роснефть нашла третьего зарубежного партнера для работы на шельфе

05.05.2012
Соглашение о сотрудничестве «Роснефть» и Statoil подписали в субботу в присутствии премьер-министра, избранного президента Владимира Путина, и вице-премьера по ТЭКу Игоря Сечина. Норвежская компания согласилась заплатить $2,5 млрд за участие в разработке четырех участков в Баренцевом и Охотском морях. Общие инвестиции партнеров могут составить $35-40 млрд.

«Роснефть» и Statoil хотят создать совместное предприятие для освоения Персеевского лицензионного участка в Баренцевом море и трех участков — Магадан-1, Лисянского и Кашеваровского — в Охотском море с суммарными прогнозными ресурсами около 2 млрд т нефти и 1,8 трлн куб. м газа.

Доля норвежской компании в СП составит 33,33%. При этом Statoil полностью профинансирует работы по геологоразведке, сообщили в компании. В сообщении Statoil говорится, что на первом этапе планируется пробурить шесть скважин. Первая скважина должна появиться к 2016 г. на участке Магадан-1, вторая — к 2017 г. на Лисянском, третья — к 2019 г. на Кашеваровском, четвертая — к 2020 г. на Персеевском. Инвестиции на первом этапе составят $2,5 млрд, уточнил журналистам президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов: $1 мдрд для участка в Охотском море и по $500 млн на каждый из участков в Баренцевом море. Общие инвестиции, по его словам, могут составить $35-40 млрд.

Statoil возместит «Роснефти» исторические затраты и 33,3% от стоимости расходов российской компании за оплату лицензий. Соглашение закрепляет за «Роснефтью» возможность получения от Statoil единовременного бонуса за каждое коммерческое открытие запасов нефти и газа в соответствии с условиями окончательных соглашений. «Роснефть» также сможет принять участие в освоении участков норвежского шельфа Баренцева моря и приобрести доли участия в международных проектах Statoil.

Кроме того, Statoil пообещала «Роснефти» помощь в разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: отложения сланцевой нефти Хадумской свиты в Ставропольском крае и подгазовой оторочки нефти повышенной вязкости Северо-Комсомольского месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе. В случае обнаружения коммерческих запасов стороны планируют совместно разрабатывать соответствующие залежи. «Роснефть» и Statoil также выразили намерение размещать заказы на строительство судов ледового класса и буровых платформ на российских верфях.

Сообщение о партнерских планах «Роснефти» и Statoil не стало неожиданным. О возможности новых совместных проектов с норвежской Statoil Путин говорил еще в конце марта на встрече с участниками проекта освоения Штокманского газового месторождения в Баренцевом море. В субботу Путин пообещал партнерам поддержку в их начинании. «Работа рассчитана на долгую перспективу, на многие годы. Уверен, что она будет успешной. Мы дорожим нашими отношениями с соседями, Норвегией, и уверен, что проекты будут развиваться самым наилучшим образом и будут пользоваться безусловной поддержкой правительства», — сказал избранный президент.

В апреле, после того как российские власти объявили о налоговых каникулах для углеводородных проектов на шельфе, «Роснефть» в присутствии Путина уже заключила подобные соглашения с американской ExxonMobil и итальянской Eni. В обмен на долю в разработке шельфовых месторождений на Карском и Черном морях и $3,2 млрд инвестиций в геологоразведку от американцев «Роснефти» дали право на аналогичную долю в проектах ExxonMobil в США и Канаде. Eni готова вложить в разведку в Баренцевом и Северном морях $2 млрд.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/1717320/rosneft_i_norvezhskaya_statoil_podpisali_soglashenie_o

«Роснефть» и Statoil ASA договорились о совместной работе на шельфе Баренцева и Охотского морей

«Роснефть» и Statoil подписали Соглашение о сотрудничестве, в соответствии с которым предусмотрено совместное освоение участков российского шельфа Баренцева и Охотского морей, участие «Роснефти» в освоении участков норвежского шельфа Баренцева моря, возможность приобретения «Роснефтью» долей участия в международных проектах Statoil.

Соглашение, подписанное президентом ОАО «НК «Роснефть» Эдуардом Худайнатовым и Главным управляющим Statoil Хелге Лундом, предусматривает сотрудничество сторон в создании совместного предприятия для освоения Персеевского лицензионного участка в Баренцевом море и трех участков – Магадан-1, Лисянского и Кашеваровского – в Охотском море. Доля Statoil в проекте составит 33,33%.

В соответствии с окончательными соглашениями Statoil полностью профинансирует работы на указанных участках по геологоразведке в соответствии с согласованными программами работ. Согласно договоренностям Statoil возместит «Роснефти» исторические затраты и 33,3% от стоимости расходов российской компании за оплату лицензий. Соглашение закрепляет за «Роснефтью» возможность получения от Statoil единовременного бонуса за каждое коммерческое открытие запасов нефти и газа в соответствии с условиями окончательных соглашений.

В рамках соглашения «Роснефть» получает уникальную возможность приобретения доли в проектах и активах Statoil в разведке и добыче в Северном море, а также на участках норвежской части Баренцева моря.

Важной составляющей сотрудничества является договоренность о проведении совместных исследований с целью поиска эффективных подходов к разработке месторождений нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами (отложения сланцевой нефти Хадумской свиты в Ставропольском крае и подгазовой оторочки нефти повышенной вязкости Северо-Комсомольского месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе). В случае обнаружения коммерческих запасов стороны планируют совместно разрабатывать соответствующие залежи.

Кроме того, «Роснефть» и Statoil выразили намерение размещать заказы на строительство судов ледового класса ибуровых платформ на российских верфях.

Комментируя сделку, президент «Роснефти» Э.Ю. Худайнатов отметил: «Это масштабное соглашение со Statoil – одной из ведущих мировых нефтегазовых компаний подтверждает верность стратегии, определенной главным акционером Компании в области разработки шельфовых проектов и трудноизвлекаемых запасов. Менеджмент Компании, в свою очередь, делает все, чтобы максимально эффективно выполнить эту задачу и обеспечить поступательное развитие «Роснефти» и рост ее капитализации. Сотрудничество «Роснефти» и Statoil внесет весомый вклад в развитие экономических отношений России и Норвегии и задает новый уровень отношений с беспрецедентной степенью доверия.

Готовность наших зарубежных партнеров осваивать российские месторождения говорит как об открытости нашего рынка, так и о благоприятных условиях для инвесторов, а допуск российской компании к участию в перспективных зарубежных проектах закладывает основы новых отношений в глобальной нефтегазовой отрасли».

Президент и Главный управляющий Statoil Хелге Лунд заявил: «Данное соглашение о сотрудничестве знаменует важный этап деятельности Statoil в области геологоразведки в России. Мы рады заключить это соглашение с ведущей российской нефтегазовой компанией «Роснефть». Соглашением предусмотрено долгосрочное сотрудничество на перспективных участках Баренцева и Охотского морей, а также сотрудничество в рамках совместных международных проектов в Северном и Баренцевом морях. Соглашение объединяет опыт обеих компаний и является значительным шагом вперед в промышленном развитии северных территорий».

Справочно:
Персеевский участок расположен в западном секторе Баренцева моря – в районе, сопредельном с экономической зоной Норвегии. Глубины моря: 120 – 240 метров.

Участки Магадан-1 (глубины моря: 100 — 160 метров), Лисянский (глубины моря: до 200 метров) и Кашеваровский (глубины моря: 140-350 метров) расположены в Охотском море. Суммарные прогнозные ресурсы указанных четырех участков составляют около 2 млрд. тонн нефти и 1,8 трлн. куб.м газа.
http://www.rosneft.ru/news/Financial/05052012.html

Eni и «Роснефть» договорились по шельфу

«Роснефть» подписала соглашение о стратегическом сотрудничестве с итальянской Eni. Созданное СП займется совместной разработкой Вала Шатского на шельфе Черного моря и Федынского и Центрально-Баренцевского участков в Баренцевом море. «Роснефть», в свою очередь, может получить доли в проектах итальянского концерна Eni в Северной Африке, Северной Америке, в том числе на Аляске, и Европе.

Так же как в СП «Роснефти» с ExxonMobil (по Туапсинскому прогибу черноморского побережья), доля итальянского партнера составит 33,33%. Инвестиции в геологоразведку в рамках СП составят 2 млрд долл., сообщил президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов после подписания соглашения. «Предварительный прогноз совместных инвестиций, рассчитанный рабочей группой, по Баренцеву морю составит 50—70 млрд долл. на полное развитие, по Черному морю — порядка 50—55 млрд долл.», — добавил он (цитата по РИА Новости).

Одной из важнейших составляющих сотрудничества является обмен технологиями. Ожидается, что Eni внесет существенный вклад в технологический потенциал СП в связи с ее богатым опытом на шельфе Норвегии и других стран. «Роснефть» может получить доли в проектах итальянского концерна Eni в Северной Африке, Северной Америке, в том числе на Аляске, и Европе. Об этом сообщил представитель Eni.

Суммарные извлекаемые ресурсы данных участков оцениваются в 36 млрд барр. нефтяного эквивалента. В соответствии с соглашением Eni обеспечит финансирование комплекса геологоразведочных работ, необходимых для подтверждения коммерческой перспективности участков.

Переговоры о сотрудничестве «Роснефти» и Eni велись с сентября 2011 года. «Роснефть» сообщала тогда, что рассчитывает получить от Eni доступ к проектам в Ливии.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/25/tek/562949983670550

«Роснефть» и Eni объединяют усилия для освоения месторождений Баренцева и Черного морей

Достигнута принципиальная договоренность о совместном освоении участков в Баренцевом и Черном морях
В рамках соглашения компании будут обмениваться технологиями и персоналом
Достигнута договоренность об участии «Роснефти» в международных проектах Eni
«Роснефть» и Eni подписали сегодня Соглашение о комплексном сотрудничестве, в соответствии с которым предусмотрено совместное освоение участков Черного и Баренцева морей на территории России, обмен технологиями и персоналом, а также участие «Роснефти» в международных проектах Eni.

Соглашение, подписанное президентом ОАО «НК «Роснефть» Эдуардом Худайнатовым и президентом Eni Паоло Скарони, предусматривает сотрудничество сторон по созданию совместного предприятия для освоения Федынского и Центрально-Баренцевского участков в Баренцевом море и Западно-Черноморского участка в Черном море. Доля Eni в совместном проекте составит 33,33%. В соответствии с соглашением Eni обеспечит финансирование комплекса геологоразведочных работ, необходимых для подтверждения коммерческой перспективности участков.

Суммарные извлекаемые ресурсы данных участков оцениваются в 36 млрд баррелей нефтяного эквивалента. Высокая перспективность участков в Баренцевом море связана с их непосредственной близостью к шельфу Норвегии, где за последние годы открыто как минимум три крупных месторождения. Высокая вероятность обнаружения углеводородов на Западно-Черноморском участке подтверждается данными сейсмики и недавним открытием на черноморском шельфе Румынии.

Определяющим фактором при принятии решения о заключении соглашения стали меры Правительства РФ по налоговому стимулированию добычи на шельфе, включающие обнуление экспортной пошлины и применение пониженной ставки НДПИ на уровне 5-15% — в зависимости от уровня сложности проекта, а также гарантии стабильности налоговых условий на продолжительный срок.

Важной составляющей комплексного сотрудничества является обмен технологиями. Ожидается, что Eni, обладающая богатым опытом работы на шельфе Норвегии и других стран, внесет существенный вклад в технологический потенциал совместного предприятия.

Кроме того, предусмотренный соглашением обмен персоналом на всех уровнях будет способствовать укреплению взаимоотношений между компаниями и обмену управленческим опытом.

Соглашение также предусматривает участие «Роснефти» в международных проектах Eni.

Комментируя соглашение, президент «Роснефти» Э.Ю. Худайнатов отметил: «Подписанное сегодня комплексное соглашение подтверждает приверженность «Роснефти» работе с ведущими компаниями мирового класса, обладающими богатым опытом работы на шельфе, передовыми технологиями и готовностью инвестировать в высокотехнологичные, долгосрочные проекты в России. Уверен, что наше партнерство приведет к росту ресурсной базы и капитализации обеих компаний».

Справочно:

Федынский участок площадью 38 тыс. кв. км расположен в незамерзающей южной части Баренцева моря. Глубина воды в районе участка составляет от 200 до 320 метров. Участок изучен сейсмикой 2Д, по результатам которой просматриваются 9 перспективных структур с извлекаемыми ресурсами углеводородов 18,7 млрд барр. н.э. В соответствии с лицензионными обязательствами на Федынском участке необходимо выполнить 6500 км сейсмики 2Д до 2017 г. и 1000 кв. км сейсмики 3Д до 2018 г., пробурить одну поисково-оценочную скважину до 2020 г. и, в случае успеха, еще одну разведочную скважину до 2025 г.

С севера к Федынскому примыкает Центрально-Баренцевский участок. Здесь глубина моря составляет от 160 до 300 м. По данным выполненной ранее сейсмики на участке выделены 3 перспективные структуры с суммарными извлекаемыми ресурсами углеводородов более 7 млрд баррелей нефтяного эквивалента. На участке предстоит выполнить 3200 км сейсмики 2Д до 2016 г. и 1000 кв. км сейсмики 3Д до 2018 г., пробурить 1 поисковую скважину до 2021 г. и, в случае успеха, одну разведочную скважину до 2026 г.

Третьим объектом для совместного освоения является Западно-Черноморский участок в Черном море. Площадь участка составляет 8,6 тыс. кв. км при глубине воды от 600 до 2250 м. «Роснефть» полностью изучила участок сейсмикой и выделила 6 перспективных структур с суммарными извлекаемыми ресурсами около 10 млрд баррелей нефти. В соответствии с лицензионными обязательствами в 2015-2016 гг. на участке предстоит пробурить две поисково-оценочные скважины.
http://www.rosneft.ru/news/pressrelease/25042012.html

energy.gov: Report On The First Quadrennial Technology Review


http://www.doe.gov/quadrennial-technology-review
http://energy.gov/downloads/report-first-quadrennial-technology-review
http://energy.gov/sites/prod/files/QTR_report.pdf

Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR)

Глобальное Партнерство по Сокращению Объемов Сжигания Попутного Газа

• Over 150 billion cubic meters (or 5,3 trillion cubic feet) of natural gas are being flared and vented annually.
• The gas flared annually is equivalent to 25 per cent of the United States’ gas consumption, 30 per cent of the European Union’s gas consumption, or 75 per cent of Russia’s gas exports. The gas flared yearly also represents more than the combined gas consumption of Central and South America.
• The annual 35 bcm (or 1,2 trillion cubic feet) of gas flared in Africa alone is equivalent to half of that continent’s power consumption.

About GGFR

Top 20 Flaring Countries


Источник

Using Russia’s Associated Gas
Страница
Full report
http://siteresources.worldbank.org/INTGGFR/Resources/pfc_energy_report.pdf
http://siteresources.worldbank.org/INTGGFR/Resources/pfc_energy_report_appendices.pdf

Gas flare
http://en.wikipedia.org/wiki/Gas_flare

vedomosti: Тяжелая нефть, Саудовская Аравия

Главным преимуществом Саудовской Аравии до сих пор были крупные месторождения высококачественной легкой нефти. Но спрос на энергоресурсы в мире растет, добыча на многих простых для разработки месторождениях снижается, и теперь саудовцы пытаются осваивать проекты с тяжелой нефтью. Это говорит о том, что стране становится все сложнее резко наращивать добычу в случае катаклизмов, и не способствует снижению цен на нефть в долгосрочной перспективе, отмечают эксперты.

«Легкая в добыче нефть заканчивается», — констатирует Алекс Мантон, аналитик по Ближнему Востоку консалтинговой компании Wood Mackenzie. По его словам, на основных месторождениях в странах Персидского залива уже добыто более половины нефти; после этого объемы добычи традиционно начинают сокращаться. Правда, в регионе много тяжелой нефти — извлекаемые запасы в странах Ближнего Востока составляют около 78 млрд баррелей, что в 3,5 раза превышает все нефтяные запасы США.

Согласно данным Геологической службы США, извлекаемые запасы тяжелой нефти в мире составляют 434 млрд баррелей, еще 2,962 трлн баррелей пока добыть нельзя. «Когда люди говорят, что нефть заканчивается, они не учитывают тяжелую нефть, а ее запасы огромны. Вопрос лишь в разработке [новых] технологий», — говорит Эми Майерс Джаффе, возглавляющая энергетический форум в Rice University.

Новые технологии как раз и пытаются применить в Саудовской Аравии и Кувейте, которые владеют месторождением Вафра. Сейчас на нем добывается легкая нефть, но запасы тяжелой составляют около 25 млрд баррелей. Саудовская Аравия пригласила Chevron, которая уже полвека добывает тяжелую нефть, например в Калифорнии и Таиланде. Обычно для этого в пласты закачивают горячий пар, который нагревает нефть, делает ее менее вязкой и более текучей, облегчая подъем на поверхность. Однако в Вафре все гораздо сложнее, чем в других регионах мира. Здесь, как и в основном на Ближнем Востоке, нефть залегает в толстых пластах известняка, также содержащих минералы, которые могут забиваться в трубы.

Еще сложнее ситуация с двумя необходимыми для этой технологии ресурсами — водой и электроэнергией. Самые успешные проекты с использованием пара расположены там, где в избытке есть пресная вода и дешевое топливо для ее подогрева (обычно это природный газ). И с тем и с другим в Саудовской Аравии и Кувейте большие проблемы. Chevron, например, использует соленую воду из тех же резервуаров, в которых залегает нефть, но ее надо очищать. Все это заставляет некоторых экспертов сомневаться в экономической обоснованности проекта. Компании трудно будет получить существенную прибыль, полагает Роберт Тороный, бывший инженер Chevron, а ныне — директор по операционной деятельности консалтинговой компании Quantum Reservoir Impact в Хьюстоне. Проект будет прибыльным при ценах на нефть выше $60-70, утверждают в Chevron.

Тестовый проект Chevron рассчитан на четыре года и $340 млн. Результаты пока обнадеживают. В ноябре 2010 г. добывалось 1500 баррелей в день, в семь раз больше, чем до того, как компания начала использовать технологию с горячим паром в 2009 г.

Если Саудовская Аравия и Кувейт решат всерьез разрабатывать тяжелую нефть на месторождении Вафра с помощью горячего пара, проект предполагает бурение 19 000 скважин и добычу 6 млрд баррелей. «Это масштабный проект на миллиарды долларов, на 25-30 лет инвестиций и бурения», — говорит заместитель председателя совета директоров Chevron Джордж Киркланд. Компания не раскрывает предполагаемую стоимость проекта, но представители Кувейта ранее говорили о $10 млрд в течение 10 лет.

Интерес к проекту огромен, утверждает Ахмед Аль-Омер, президент подразделения Chevron в Саудовской Аравии: буровой комплекс посещали принцы, эмиры, министры и послы. В других странах региона, в частности в Бахрейне, Омане, Абу-Даби, тоже пытаются начать добывать тяжелую нефть. «Всем странам Ближнего Востока придется заняться разработкой запасов тяжелой нефти. До сих пор они об этом даже не задумывались», — говорит Эндрю Гоулд, гендиректор Schlumberger.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/260778/neft_potyazhelela