Архив меток: danko2050

Как выглядит Peak Oil


http://www.businessinsider.com/capex-spending-by-industry-2014-2

Генеральный директор ConocoPhillips Райан Лэнс считает сланцевую революцию только первым этапом роста добычи нефти и газа, вызванного появлением новых технологий. «Мы лишь слегка поцарапали поверхность Земли», — заявил г-н Лэнс и добавил, что ожидает открытия новых технических возможностей. По мнению Райана Лэнса, технические извлекаемые запасы газа в мире могут обеспечить нынешний уровень потребления в течение 235 лет.
http://m-korchemkin.livejournal.com/299485.html
http://www.ogfj.com/articles/2014/02/conocophillips-ceo-on-shale-boom-weve-only-scratched-the-surface.html?cmpid=EnlOGFJFebruary252014.html

API.org: Инфографика об экономике добычи нефти и газа

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

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

danko2050: Как умирают слоны
Всем известно, что мир держится на трех китах: угле, газе и нефти. А на каждом ките мир подпирают слоны – большие месторождения, выносящие основную тяжесть добычи и закрывающие большую часть спроса. Их совсем немного, около 1% от всей совокупности месторождений, но все вместе они дают 60% мировой добычи, а 20 самых больших месторождений – около 25%.

— — — —
«слегка поцарапали поверхность Земли» и расходы уже возросли более чем в 3 раза в абсолютном выражении за 10 лет, составив 33% от капитальных затрат S&P500, хотя в 2004 г. были всего лишь 15%

Шейх Ахмед Заки Ямани
Каменный век кончился не потому, что кончились камни, и нефтяной век кончится не потому, что кончится нефть.

— — — —
Пора в разведку
Искать новые запасы нефти во всем мире становится все сложнее

2013 год стал худшим за 20 лет в плане открытия новых запасов углеводородов в мире, заявил директор по геологоразведке норвежской нефтяной компании Statoil Тим Додсон, передает «Рейтер».

«Становится все сложнее искать новые запасы нефти и газа, особенно нефти. Вновь открытые месторождения становятся все меньше, они более удаленные, с более сложными условиями, и очень трудно ожидать смены этой тенденции. В будущем замещение запасов будет все более трудным делом», – говорит Додсон.

Это выльется в то, что нефтяники сократят расходы на геологоразведку, особенно в новых регионах, считает директор по анализу энергетического рынка IHS Лайл Бринкер. В будущем это грозит сокращением добычи нефти. «Они урежут расходы на разведку, например, месторождений в Арктике или наиболее глубоководных месторождений, где недостаточно инфраструктуры… Активность останется высокой в таких регионах, как Мексиканский залив и Бразилия, но активность в более удаленных регионах снизится», – ожидает Бринкер.

Все это приводит к тому, что нефтяники все больше интереса проявляют к газовым проектам. «Если взглянуть на соотношение нефти и газа у крупных нефтяных компаний, оно явно смещается в сторону газа просто потому, что им недоступна традиционная нефть», – считает генеральный директор шведской нефтяной компании Lundin Petroleum Эшли Хеппенсталь.

Из-за сокращения геологоразведки нефтяных месторождений цены на нефть должны вырасти, считают эксперты.

По их мнению, инвестиции в геологоразведку могут повыситься не раньше, чем начнут приносить деньги такие крупные проекты по сжижению газа, как Gorgon (54 млрд долларов) компании Chevron или Australia Pacific (25 млрд долларов) компании ConocoPhillips. «Инвесторы успокоятся, и тогда компании смогут повысить активность, но это произойдет примерно через пару лет», – считает Бринкер из IHS.

Для России проблема с геологоразведкой также актуальна. Если в середине 2000-х крупнейшие международные нефтегазовые компании инвестировали в среднем 10% своих бюджетов в геологоразведочные работы, то доля затрат на них в бюджетах российских компаний все еще незначительна, указывают эксперты Ernst&Young в докладе о перспективах развития геологоразведки в России за горизонт 2025 года.

По данным Союза нефтегазопромышленников, если в советское время российские компании бурили 7,5 млн метров поисково-разведочных скважин в год, то в 2012 году – только 700 тыс. метров.
При сопоставимом уровне добычи Petrochina инвестировала в 2011 году в геологоразведку 3,6 млрд долларов, Petrobras – 2,6 млрд, а ведущие российские компании – примерно по 0,5 млрд.

Такой низкий уровень вложений российских компаний объясняется, во-первых, тем, что нефтяники обеспечены запасами, которые достались им по наследству с советских времени, на 20 лет вперед. Во-вторых, тем, что до 2005 года геологоразведочные работы финансировались поровну из федерального и регионального бюджетов, однако затем все права отдали центру. Все это вылилось в недофинансирование геологоразведки как со стороны государства, так и со стороны недропользователей.

Третья причина в том, что инвестиции в геологоразведку характеризуются высоким уровнем риска. Нередко компании малых и средних размеров инвестируют до 50% своих инвестиционных бюджетов в геологоразведку, а затем – в зависимости от результата – либо значительно увеличивают капитализацию, либо оказываются в предбанкротном состоянии.

Проблема России не в нехватке нефти, а именно в том, что российские нефтяники не очень охотно вкладываются в геологоразведку новых месторождений, чтобы потом добывать там нефть, тогда как старые месторождения уже истощаются. То есть потенциально у России много нефти, однако доказанных запасов – в разы меньше.

Так, доказанные запасы нефти России на 2012 год составляют 88,2 млрд баррелей, или 12,4 млрд тонн нефти, тогда как потенциальные запасы нефти только на одних российских шельфах оцениваются в 13 млрд тонн.

При этом российский шельф разведан лишь на 10%. В плане роста запасов имеется большой потенциал и в Восточной Сибири, и на севере европейской части, и в Каспийской нефтяной провинции. Однако основной массив нефтегазовых месторождений в России (более 1/5 неразведанных общемировых запасов) сосредоточен именно на российском Крайнем севере. По экспертным оценкам, там может содержаться до 80% потенциальных углеводородов нашей страны. В сумме вся российская Арктика по ресурсам газа эквивалентна Западной Сибири, а по нефти совсем немного уступает ей.

Для наглядности – мировым лидером по доказанным запасам нефти на 2012 год является далеко не Россия, а Венесуэла с показателем почти в 300 млрд баррелей нефти (почти 18% общемировых доказанных запасов), посчитали в BP. На втором месте Саудовская Аравия, которая располагает 265 млрд баррелей доказанной нефти. На третьем – Канада с 175,2 млрд баррелей.

Именно данные по доказанным запасам нефти и позволяют экспертам говорить о том, что в России осталось нефти не больше чем на 20–25 лет. Потому что сейчас российские нефтяники добывают нефть в основном на месторождениях, на которых была проведена разведка еще в советское время.
В России назрела реальная необходимость проведения более активной и масштабной геологоразведки, в том числе и на континентальном шельфе. Расчеты Ernst&Young показывают, что для сохранения после 2030 года объема добычи нефти на нынешнем уровне 500–520 млн тонн уже сейчас надо увеличить затраты на геологоразведку более чем в три раза. Начиная с 2025 года возможностей действующих и распределенных новых месторождений на суше уже будет недостаточно для сохранения за Россией статуса нефтяной державы. Необходимо вовлекать новые, еще не разведанные месторождения, отмечают эксперты Ernst&Young.

Актуальность геологоразведки именно сейчас объясняется тем, что при обнаружении нефти до реальной ее добычи проходит минимум шесть-девять лет. А если речь идет о трудноизвлекаемой нефти, то это могут быть еще более долгие сроки.

Разрабатывать новые месторождения российским компаниям в одиночку крайне рискованно, лучше разделять риски с иностранными инвесторами. Однако имеется ряд проблем законодательного, политического и налогового характера, препятствующих привлечению иностранного капитала.

Первые шаги уже сделаны для развития российского шельфа. Например, Роснефть взяла в партнеры ExxonMobil для совместного освоения месторождений Карского моря, шельф которого мало исследован геологами. ExxonMobil на первых порах готов выделить 2,2 млрд долларов, но если нефть и газ будут обнаружены, то эта цифра быстро взлетит до нескольких десятков миллиардов.

Российские власти также думают предоставить нефтегазовым компаниям налоговые преференции, чтобы простимулировать этим рост инвестиций в геологоразведку. В начале месяца «Известия» сообщили, что Минприроды уже отправило в правительство соответствующий законопроект.
В частности, предлагается ввести налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку. Во-вторых, предлагается ввести отсрочку или снизить разовые платежи за пользование недрами по факту открытия месторождений. В-третьих, изменить понятие «недр федерального значения». Сейчас к таким относят месторождения с 70 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Предлагается увеличить этот порог до 150 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Суть в том, что если частная компания откроет крупный участок недр, который получит статус федерального значения, то получить лицензию на него могут только государственные компании, а частные – в пролете.

Введение новых правил игры должно ускорить введение новых месторождений в фазу промышленной добычи. Работа над мелкими и средними месторождениями станет более выгодней благодаря налоговым вычетам, а частные компании не будут больше опасаться открывать крупные месторождения.

И если сначала российский бюджет, безусловно, понесет потери из-за налоговых льгот, то потом все равно останется в плюсе. В Минприроды посчитали, что за 20 лет действия налоговых преференций бюджет получит 1,7 трлн рублей доходов. И, конечно, главный плюс в том, что по мере истощения советских запасов нефти Россия сможет сохранить нынешний объем добычи нефти на уровне 500 млн тонн в год.

Стартап взрывает недра

Началось все с разработки петербургских ученых, выполненной под руководством профессора Санкт-Петербургского горного университета Анатолия Молчанова. В 1990-х они предложили использовать плазменно-импульсное воздействие на пласт для увеличения добычи нефти и газа.

Месторождение нефти подобно слоеному пирогу, пропитанному вожделенной жидкостью. Для ее извлечения по стволу добывающей скважины делается множество перфораций. Но проблема в том, что только в фильмах нефть бьет фонтаном. В реальной жизни нефтью пропитаны плотные породы, весьма неохотно ее отдающие и быстро забивающие фильтры. Именно поэтому для чистки перфораций применяют кислоту и микровзрывы, а проницаемость пласта повышают гидроразрывами — закачивают в скважину большое количество жидкости, чтобы резкое повышения давления в призабойной зоне вызвало образование трещин в пласте. Но все эти методы имеют свои недостатки и ограничения, средний коэффициент извлечения нефти в России — 23–25%. В борьбу за повышение этого коэффициента и вступили ученые.

Генератор плазмы — трубка толщиной 102 миллиметра и длиной четыре метра. Внутри нее аккумуляторы и система конденсаторов, которая накапливает энергию. На рабочем конце — разрядник с небольшой бобиной калиброванной проволоки из специального сплава. Генератор опускается в скважину, продолжая питаться и управляться по проводу с поверхности. При разряде за 55 микросекунд вся энергия поступает на проволоку, которая испаряется в металлическую плазму, формирующую пульсирующий газовый пузырь с давлением до 550 атмосфер.

Первые импульсы чистят перфорацию, удаляя кольматант — породу, забивающую поры. Следующие импульсы распространяются по пласту, создавая микротрещины. Технический директор компании Петр Агеев, только что вернувшийся из Кувейта, взахлеб рассказывает о результатах испытаний. На малопродуктивной скважине удалось поднять добычу с 60 до 1400 баррелей в сутки.

По словам министра энергетики Великобритании Эда Дейви (Ed Davey), объем налоговых поступлений от разработки запасов Северного моря в 2012-2013 финансовом году упал более чем на 40% — до 4,7 миллиарда фунтов стерлингов (7,83 миллиарда долларов).
http://www.oilru.com/news/399060/

В 2013 году на территории автономного округа добыто 255 миллионов тонн нефти – на 1,9 процента меньше показателей 2012 года. На долю Югры приходится 48,7 процентов общероссийской добычи «черного золота». По итогам 2012 года этот показатель составлял 50,2 процента. Наибольший объём приходится на Сургутский и Нижневартовский районы, сообщает единый официальный сайт органов власти Югры.

По состоянию на 1 января 2014 года на балансе Югры учтено 476 месторождений углеводородного сырья, в том числе 415 нефтяных, 16 газонефтяных и нефтегазовых, 19 газовых, 3 газоконденсатных, 23 нефтегазоконденсатных.

Заместитель Губернатора заострил внимание и на том, что недостаточный объем геологоразведочных работ влечет отсутствие подготовленных к разработке запасов, ввод в разработку которых мог бы компенсировать текущую добычу.

«На протяжении последних лет продолжает ухудшаться структура разведанных запасов, — сказал он. – В округе открываются всё более мелкие, малодебитные месторождения и залежи, открытие новых крупных нефтяных месторождений маловероятно. Компаниями не выполняются проектные решения по объемам бурения, вводу новых скважин и действующему фонду скважин. Разработка месторождений ведется зачастую по более редкой сетке скважин, чем предусмотрено проектом».

Заметно снижаются объемы добычи нефти на крупнейших месторождениях, которые вносят значительный вклад в общую добычу по округу: Приобском, Самотлорском, Федоровском, Западно-Салымском, Тевлинско-Русскинском, Ватьеганском, Мамонтовском.
http://www.ugrainform.ru/news/66373/

Реклама

danko2050, vbulahtin: Американский атом

12.01.2014
Полярный вихрь

http://www.forbes.com/sites/jamesconca/2014/01/12/polar-vortex-nuclear-saves-the-day/

«Все генерирующие системы работали с перебоями, но большинство отказов пришлось на системы с ископаемыми видами топлива. Угольные отвалы замерзли, а дизельные генераторы просто не могли работать в условиях таких низких температур. Газ задохнулся — газопроводы не смогли угнаться за спросом и цены взлетели в небо (…)

В Новой Англии газовая электрогенерация оказалась настолько неспособна справится с проблемами, что региональный сетевой администратор ISO New England был вынужден задействовать более грязные угольные и нефтяные электростанции, чтобы покрыть разницу. Ядерная энергия избежала большинства проблем и стала главным поставщиком электроэнергии (29%), опередив газ (27%). Нефтяная генерация составила 15%, тогда как угольная — 14%». Издание сообщает, что в целом по стране оказалось задействовано 95% от установленной мощности АЭС
http://danko2050.livejournal.com/29446.html

Недавно появилась интересная статья в «Environmental Science & Technology» за авторством Пушкера Кареча (Pushker Kharecha) и Джеймса Хансена (James Hansen), в которой ученые постарались оценить эффект от ввода атомных генерирующих мощностей в человеческих жизнях и гигатоннах СО2, не попавших в атмосферу в результате сжигания ископаемого топлива. Получившиеся цифры впечатляют: за период 1971-2009 годы атомная энергия спасла жизни 1,84 млн. человек и предотвратила попадание в атмосферу около 64 Гт парниковых газов.
http://danko2050.livejournal.com/23783.html

IEO 2013: «развивающиеся» страны делают ставку на мирный атом
http://danko2050.livejournal.com/26149.html

Деньги помогут "сохранить готовность" технологии по обогащению урана

Либеральная экономика хороша, когда есть много денег, чтобы поддерживать её на плаву.
Кто не знает — есть в славной Америке компания USEC Inc. (United States Enrichment Corporation) — американская атомно-энергетическая корпорация, ведущий в стране поставщик ядерного топлива для коммерческих АЭС. USEC управляет единственным в США заводом по обогащению урана — заводом газовой диффузии в городе Падука, штат Кентукки.
Предприятие принадлежит Министерству энергетики США и отдано USEC в аренду.
USEC — исполнительный агент договора купли-продажи высокообогащенного урана, реализуемого по соглашению ВОУ-НОУ (Мегатонны в мегаватты) — поставки оружейного урана СССР в виде обедненного (разбавленного до 5%) урана на американские АЭС
Программа закончилась в декабря 2013 и несмотря на то, что есть другие соглашения о поставках урана из России, ручеек основательно пересох + USEC, несмотря на многолетние вливания не решило проблему отрицательной рентабельности проекта American Centrifuge по внедрению в коммерческую эксплуатацию нового поколения обогатительных технологий. На проект потрачено уже $2,5 млрд. (при этом почти $0,6 млрд. — коммерческие займы USEC, которые необходимо погашать)

USEC так основательно её решало, что теперь прибегло к процедуре банкротства — но поскольку создание/выбор (из кого?)) нового оператора по обогащению урана Министерству энергетики обойдётся в круглую сумму, Правительство США приняло решение удерживать USEC на плаву — и проект новой американской центрифуги подморозить, и компанию не банкротить и заводы поддержать.

Вот основания для государственной поддержки:
— цены по обогащению урана на историческом минимуме
— невозможно пройти через коммерческого внедрения [«американской центрифуги»] прямо сейчас
— «Мы должны иметь внутренний источник производства обогащенного урана. Это вопрос национальной безопасности, а также вопрос энергетической и экономической безопасности.»

Утверждаемые расходы по подмороженному проекту разные:
— $ 118 млн. идет на завод по обогащению урана в Piketon
— $ 265 млн. на очистку газодиффузионной установки в городе Падука
— краткосрочно USEC получит $ 62 млн, чтобы сохранить жизнеспособность проекта в течение еще нескольких месяцев (после этого «Министерство энергетики должен провести анализ затрат и выгод, доступных и перспективных технологий по обогащению» и определить, что является лучшим вариантом для обеспечения национальной безопасности).
+ еще какие-то $ 59 млн. разобраться можно, например, по этой ссылке
Там есть прекрасная фраза, вынесенная в заголовок: «деньги помогут «сохранить готовность» технологии по обогащению урана для «любого потенциального будущего развития в целях поддержки целей национальной безопасности.»
Фактически речь идёт о временной консервации

О проекте American Centrifuge можно добавит — он должен был выполняться в девять технических этапов.
К настоящему времени шесть из этих этапов достигнуты и сертифицированы Министерством энергетики.

Долги USEC реструктуризировались и неизвестно, сколько раз можно еще отложить выплаты

Самое прекрасное — это открытые данные о количестве субподрядчиков USEC — только 1100 субподрядчиков работает на заводе в Падуке. Около 600 через подрядчиков наняты для поддержания площадки, части инфраструктуры, и для устранения загрязнения окружающей среды на месте…

Мне кажется, что в случае с американской центрифугой так же как в хорошем американском сериале, ситуация будет развиваться напряженно, но не спеша — в четвертом сезоне все будут долго переживать из-за низких цен на уран, в пятом — долго будут ломать голову, как реструктурировать долги в условиях «ограниченного» финансирования и перезапустить проект
в шестом — о, чудо, появятся признаки оживления уранового рынка, и потребуется увеличение финансирования, чтобы завершить последние три этапа проекта

этот сериал может длиться довольно долго, если предполагать, что средства, на которые он снимается, всё еще являются средствами платежа во всём мире

О сланцевом буме

Касательно записи, где автор открывает особенности американской газовой статистики.

Это всего лишь значит, что сланцевый газ — удобный бренд
Я почти 2 года назад писал об этом
http://iv-g.livejournal.com/629777.html
а год назад еще раз анализировал
http://iv-g.livejournal.com/822697.html

То что традиционная добыча падает в США было известно еще до официального старта сланцевой революции
EIA’s Natural Gas Outlook ppt, ноябрь 2004

http://www.eia.gov/pressroom/archive/speeches/main2004.html
http://www.eia.gov/pressroom/archive/speeches/Caruso111604.ppt

Но педалирование темы сланцевого газа началось позже 🙂

— — —
Для понимания сланцевой методологии, что неправильно в следующей картинке?
Вернее, что указывает на искусственность выбранных терминов?

О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2013 г.

expert.ru: Цены на энергоносители и электроэнергию

http://danko2050.livejournal.com/24293.html
http://expert.ru/expert/2013/16/ne-gonite-narod-na-barrikadyi/

— — — —


Сравнение социального налога в России, Франции и Германии

Итого имеем, что фактически россиянин платит 30% социалки, как и заявлено, немец 50%, а француз 56%. С остатка все трое платят подоходный.

— — — —
«Эксперт» сравнивает цены на отдельные компоненты производства и не сравнивает другие факторы, включая налоги. Сравнение экономик очень большая тема.

Считалочки Северной Дакоты

В течении 2012 года средняя отдача нефтяной сланцевой скважины Северной Дакоты росла

https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/2012monthlystats.pdf

Это противоречит ожидаемому падению производительности скважины

В чём подвох?
http://slanceviy-glas.livejournal.com/99534.html

spud in приступать к бурению ствола нефтяной скважины
http://slovari.yandex.ru/spud/en-ru/


Дело, вероятно, в
i/ росте величины «Начато бурение/буровых»
ii/ не введенные официально скважины дают нефть
Сумма за 2-10 месяцы
«Начато бурение» = 2288
«Прирост Wells Producing за месяц» = 1382
Почти 1000 скважин вообще ничего не дали? Или были остановлены после малых дебитов? Или что-то еще?

iii/ лукавости самого понятия среднее без разделения на сланцевые и не сланцевые скважины и вообще по формациям

https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/2011CumulativeFormation.pdf
— — — — — — — —
Баккен дал почти 16.5% нефти при 3578 скважинах, Devonian почти 5% при 138 скважинах, число скважин меньше в почти в 26 раз.

По Monthly oil production totals by county (pdf) можно проследить сдвиг добычи по графствам.

По Historical monthly Bakken oil production statistics (pdf)
Декабрь 1953, Wells Producing = 1 , Daily Oil Per Well = 175
Декабрь 1963, Wells Producing = 34, Daily Oil Per Well = 70
Декабрь 1973, Wells Producing = 14, Daily Oil Per Well = 21
Декабрь 1983, Wells Producing = 60, Daily Oil Per Well = 41
Декабрь 1993, Wells Producing = 254, Daily Oil Per Well = 27
Декабрь 2003, Wells Producing = 194, Daily Oil Per Well = 8
Декабрь 2006, Wells Producing = 289, Daily Oil Per Well = 35
Декабрь 2009, Wells Producing = 1332, Daily Oil Per Well = 124
Октябрь 2012, Wells Producing = 4791, Daily Oil Per Well = 142
— — — — — — — —

iv/ частоте проведения операций по гидроразрыву
v/ учете в баррелях как нефти, так и конденсата, добыча газа в Северной Дакоте возросла весьма значительно


https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/gasprodsold.pdf
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/statisticsvw.asp

— — — — — — —
В Северной Дакоте в ноябре зафиксировано снижение уровня добычи почти до сентябрьского уровня.
Месяц Daily Oil
2012.09 729336
2012.10 749322
2012.11 733097
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicaloilprodstats.pdf
http://slanceviy-glas.livejournal.com/101882.html

— — — — — — —
В то время, как редакторы «Forbes» и экономисты из ВШЭ совершенно точно знают, что объем разведанных запасов традиционной и неконвенциональной нефти составляет 4,8 трлн. баррелей, т.е. примерно в пять раз больше, чем было добыто до настоящего времени (разве Д. Ергин из самого Кембриджа может ошибаться?) и про пик нефти можно «взять это все и забыть», компания ONEOK Partners LP окончательно отказалась от проекта постройки трубопровода Bakken Crude Express Pipeline (1 300 миль до хаба в Кушинге, проектная мощность 200 тыс. bpd, стоимость 1,8 млрд, завершение строительства было намечено на 2015 год). Это выглядит довольно странно, ведь, если верить проповедникам «сланцевой революции», Северная Дакота в частности и Америка в целом — это новая Саудовская Аравия (правда добыча недавно сократилось на 2,2% до 669 тыс bpd — впервые за 18 месяцев непрерывного роста, но говорят все из-за непогоды), а трубопроводы были и остаются самым дешевым способом транспортировки нефти. Так в чем же дело? Дадим слово представителям компании: «Вопреки уверенным прогнозам роста добычи нефти на участке Williston баккеновского месторождения мы не смогли заручиться достаточным количеством долгосрочных обязательств на условиях, необходимых для постройки нефтепровода».


http://danko2050.livejournal.com/17328.html

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

09.01.2012

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

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

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

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

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

— — — — — — —

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

Oil Production of the Top Three IOCs


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