Архив меток: ngl

eia.gov: Прогнозы добычи сланцевых нефти и газа

Future U.S. tight oil and shale gas production depends on resources, technology, markets http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=27612

— — —
Shale gas production drives world natural gas production growth http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=27512

Читать далее

Реклама

ourfiniteworld.com: An Updated Version of the “Peak Oil” Story


Figure 1. Approximate unconventional oil production in the United States, Canada, and China. US amounts estimated from EIA data; Canadian amounts from CAPP. Oil prices are yearly average Brent oil prices in $2015, from BP 2016 Statistical Review of World Energy.


Figure 2. World conventional crude oil production, if our definition of unconventional is defined as in Figure 1.


Figure 3. World Liquids by Type. Unconventional oil is from Exhibit 1. Conventional oil is total crude oil from EIA, and other amounts are estimated from EIA International Petroleum Monthly amounts through October 2015. (EIA’s category “Other Liquids” is referred to as Biofuels in Figure 3, since this is its primary component. Other liquids also include coal and gas to liquids and other small categories.)
Читать далее

eia.gov: Расширение Панамского канала и экспорт углеводородов США

With the exception of U.S. propane exports, the expansion of the Panama Canal is not likely to drastically affect crude oil and petroleum product flows.

The economics of shipping crude oil and petroleum products improve as the size of the ship increases along with distance traveled. Crude oil typically is loaded on vessels classified as Very Large Crude Carriers (VLCC) or Ultra-Large Crude Carriers (ULCC), both of which are too large to transit the Panama Canal fully laden, even through the new locks.

Petroleum products are typically loaded on several smaller vessels, some of which can transit the existing and new canal dimensions, depending on a ship’s hull design and restrictions on depth in water (draft). This means that most of the petroleum-related traffic through the canal will be petroleum products rather than crude oil.

Previously, the size limitations of the canal created logistical bottlenecks for U.S. propane exports to reach markets in Asia, forcing shippers to perform ship-to-ship transfers. The new, larger Panama Canal locks will allow most Very Large Gas Carriers (VLGC), the type of ship that carries propane and other hydrocarbon gas liquids (HGL), to transit, likely reducing or even ending the practice of ship-to-ship transfers.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=26792

eia.gov: Hydrocarbon gas liquids production


http://www.eia.gov/forecasts/aeo/section_issues.cfm#hgl

— — — —
i/ Рисунки, поясняющие почему, держится добыча газа в США при низких ценах: полное извлечение всех продуктов, цены на которые выше
ii/ Последний рисунок, поясняет почему, будет держаться добыча газа в США при низких ценах: за счет высоких цен на нефть

eia.gov: Short-Term Outlook for Hydrocarbon Gas Liquids

http://www.eia.gov/forecasts/steo/special/supplements/2016/hgl/
http://www.eia.gov/forecasts/steo/special/supplements/2016/hgl/pdf/2016_sp_01.pdf

ExxonMobil: The Outlook for Energy: A View to 2040. 2. Нефть и конденсат

Доклад Сечина на саммите глав энергетических компаний в рамках ПМЭФ

http://rosneft.ru/news/today/190620152.html
Доклад Председателя Правления ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина на Саммите глав энергетических компаний http://rosneft.ru/attach/0/11/99/spef1.pdf

Презентация к докладу Председателя Правления ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина на Саммите глав энергетических компаний http://rosneft.ru/attach/0/11/99/spef2.pdf


Читать далее

aftershock.su: BP Statistical Review of World Energy 2015, плотность нефти

http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

Не вдаваясь в обзоры геополитики, проведём небольшое геолого-математическое исследование. БП публикует добычу нефти как в тысячах баррелей в день, так и в миллионах тонн в год. Под термином «нефть и другие жидкости» отчёт понимает:

* Crude Oil — Собственно сырую нефть

* License Condensate — Лицензионный газовый конденсат (для надмозговых переводчиков: этот конденсат добывается не «по лицензии», а «на лицензии», то есть считается в сепараторах на месторождении)

* Light Tight Oil (LTO) — Лёгкую нефть из низкопроницаемых коллекторов, известную зоопарку под эвфемизмами «сланцевая нефть» и «нетрадиционная нефть»

* Bitumen — Битумы и асфальтены из битуминозных песков, инвесторы называют эту лабуду «нефтяные пески»

* NGPL — тяжёлые фракции природного газа: бутаны, пентаны, гептаны, которые вываливают из природного газа на перерабатывающих заводах.

В статистику БП не входят:

* Собственно сланцевые углеводороды — получаемые пиролизом из природного керогена (углистых сланцев) специальный авиационный керосин и другие подобные жидкости.

* Синтетический бензин из угля.

* Синтетический бензин по технологии «газ-в-жидкость».

* Биотопливо: биодизель и этанол. Кроме этих последних, три пункта выше — пока малозаметная экзотика.

Итак, как будем считать?

(1) Используем две таблицы: «Добыча жидкостей в тысячах баррелей в сутки» и «Добыча жидкостей в миллионах тонн в год»

(2) Из каждой таблицы, берём обшее по миру, и отдельно США и Канаду. Отдельно потому, что в США происходит добыча той самой LTO, а в Канаде — тех самых битумов. Кроме двух указанных стран, добыча LTO и битума в больших объёмах не практикуется.

(3) Преобразуем первую таблицу из тысяч баррелей в день в миллионы баррелей в год, учитывая високосные года.

(4) Делим вторую таблицу на первую по формуле {млн. тонн в год}/{млн. баррелей в год}/0.159. Тут 0.159 — количество кубометров в барреле. Результат формулы — плотность «жидкостей» в граммах на кубический сантиметр.

(5) Переводим из г/см3 в градусы АПИ по формуле: АПИ = 141.5/пл. — 131.5.

(6) Рисуем. Для сравнения приведены два уровня плотности: West Texas Intermediate 39.6 АПИ и уровень, считающийся в США газовым конденсатом: 45 АПИ.

Что получилось?

* Начиная примерно с 1991 года, США производит «в среднем» — газовый конденсат, причём, начиная с 2000 года — очень даже лёгкий конденсат, 52 АПИ или 0.771 г/см3. Неудивительно: средняя плотность LTO на Баккене — 42-43 АПИ, а на Иглфорде так и вообще за 60. Подъём плотности после 2011 года связан с переработкой канадского битума на территории США.

* В Канаде, ситуация интереснее: до 2000 года, нарастала добыча конденсата, плотность падала. Но потом пришли на помощь битуминозные пески, и сейчас в-среднем плотность добываемых углеводородов в Канаде 36.5 АПИ, то есть вполне приличные 0.842 г/см3.

* Наконец, если не учитывать Канаду и США, то «жидкости» добываемые на планете Земля легчают: с 32 АПИ (0.865 г/см3) в 1965 году до почти 40 АПИ (0.825 г/см3) в 2014 году.

Почему так важно знать эти плотности? Дело в том, что в двигателях сгорают не баррели, а тонны! Теплотворная способность углеводородов считается от массы.

Плотность авиационного керосина — 0.810 г/см3. То есть, без учёта потерь и не ударяясь в нефтехимию, «средний» баррель нефти на Земле давал 1.07 барреля керосина, а в 2014 — всего 1.02. В США 1 баррель «среднеамериканской нефти» давал в 1965 году 1.15 барреля автомобильного бензина, а в 2014 — всего 1.09.

На самом деле, ситуация ещё хуже. Чтобы делать горючее из битума, необходим каталитический крекинг. Чтобы делать из конденсата и LTO керосин и дизтопливо, требуется изомеризация. И то, и другое — стоит денег. И там, и там — ненулевые потери. А из 85% объёма NGPL жидкого топлива делать нельзя! Пентан в небольших количествах можно подмешивать в «зимний» бензин, что хорошо шесть месяцев в году в Канаде, но вряд ли прокатит в Техасе и Калифорнии. NGPL можно (и нужно) использовать как газ: например, авто на пропан-бутане, но переделка автомобилей тоже влетает в копеечку.

Короче: дорожает не только добыча нефти, но и переработка. БП следует брать пример с американской EIA, и показывать хотя бы NGPL отдельно. Ещё полезнее было бы развалить статистику на нефть, LTO, конденсат, битум, NGPL, однако, не стоит пугать население: добыча сырой нефти проскочила пик в декабре 2005 года, максимальная годовая добыча за 2006 год составила 20.40 млрд баррелей. На 2014 год, добыча сырой нефти упала по сравнению с пиком на 2.2%, хотя и выросла на 1% по сравнению с 2013. Примерно 38% «жидкостей» в 2014 году — это битум, LTO, лицензионный конденсат и NGPL.

http://aftershock.su/?q=node/316288

BP Energy Outlook 2035: Liquid fuels

Shale gas and tight oil resources

— — — —
i/ Примерно на 66% рост добычи жидкости вне OPEC обеспечит Северная Америка
ii/ Примерно на 40% рост добычи жидкости в OPEC обеспечит NGL
iii/ Пик добычи традиционной нефти пройден, хотя прогнозируют второй «горб» в районе 2030 г.
iv/ Отсутствие на рынке 2mb/d ливийской и иранской нефти позволяет относительно стабилизировать цены
v/ Прирост добычи нефти и конденсата к 2035 будут в основном модерировать США и ОПЕК
vi/ Прирост добычи нефти и конденсата в 2005-2020 на 2/3 определяли сланцевая нефть и NGL
vii/ Уменьшение в приросте добычи нефти к 2035 «Прочих»

Александр Хуршудов: «Сланцевые» скважины в США массово переходят с нефти на газ

13/10/2014
Цена ноябрьского фьючерса на нефть марки Brent на Лондонской бирже в 09:31 мск в пятницу, 10 октября, снизилась [1] до $88,38 за баррель. Это самая низкая стоимость с декабря 2010 года. На момент закрытия торгов 9 октября стоимость этих контрактов составляла $90,05 за баррель. Цена на нефть марки WTI упала до до $83,59 утром 10 октября, а на закрытии торгов 9 октября составила $85,77. Это самая низкая цена с декабря 2012 года.

Сайт «Investtalk» считает [2], что причиной избыточного предложения нефти является постоянный рост ее добычи в США, который начался в 2012 году. С тех пор ежедневно стало добываться на 3 млн. барр. больше. МЭА прогнозирует, что уже этой осенью Соединенные Штаты займут лидерство в мире по добыче газоконденсатных жидкостей и нефти. В июле добыча нефти в стране составила 11.5 млн. барр. в день, что позволило догнать Саудовскую Аравию. В следующем году Citi ожидает, что США сможет ежедневно производить 15 млн. барр. жидких энергоресурсов.

Информацию комментирует эксперт Агентства нефтегазовой информации «Самотлор-экспресс» Александр Хуршудов [3]:

Человек любит рекорды. Как приятно отрапортовать о новом достижении! Авторам сразу достается ласковая улыбка чиновников и щедрое материальное вознаграждение. Даже если очередной «рекорд» прямой дорогой ведет к провалу.

Добыча нефти в США действительно [4] выросла до 8,5 млн. барр./день (рис.1). В последние летние месяцы рост замедлился, но это могут быть и случайные колебания. А вот любопытно, откуда взялись 3 млн. баррелей в сутки газового конденсата?


Рис.1

Взглянем на рис. 2. Из него видно, что рост добычи конденсата произошел совсем недавно. За 7 месяцев текущего года суточная добыча конденсата выросла на 0,63 млн. барр., на 24,6 % к среднему уровню года минувшего.


Рис.2

Но, может быть, соответственно выросла и добыча газа? Перейдем к рис.3, на котором рост добычи нефти, газа и конденсата изображены в едином масштабе, в процентах к уровню 2007 г.

Видно, что рост добычи конденсата начал отклоняться вверх от добычи газа еще в 2012 г. по мере бурного разбуривания залежей сланцевой нефти. В нынешнем году добыча газа увеличилась на 5,6 %, а конденсата – на 35,4 %.


Рис.3

Есть только одно физическое объяснение такой ситуации – «сланцевые» скважины массово переходят с нефти на газ. Явление это хорошо известно специалистам, но, разумеется, не журналистам и аналитикам. Поэтому остановлюсь на нем подробно, на примере месторождения Eagle Ford.

Допустим, нефтяная скважина глубиной 3000 м имеет начальное пластовое давление 400 ат. По мере отбора нефти оно снижается. При 300 ат в пласте из нефти начинает выделяться растворенный газ. Обладая более высокой подвижностью, газ частично блокирует доступ нефти к стволу скважины. Когда давление снизилось до 100 ат, количество газа в порах пласта уже в 6 раз больше, чем нефти, и движение нефти прекращается. Скважина фонтанирует газом, и только самые легкие фракции нефти выносятся вместе с ним на поверхность в виде газового конденсата. Остальные, более тяжелые фракции (а это 60-70 % от всей нефти) остаются в пласте навсегда.
А что дальше? Когда пластовое давление снижется до 50-70 ат, под действием вышележащих пород начинается деформация самого пласта. Глинистые частицы закупоривают приствольные каналы, трещины гидроразрыва и приток сокращается до пренебрежительно малых значений.

Любопытно, что Американское государственное энергетическое агентство EIA с начала прошлого года прекратило [5] публиковать данные о добыче газового конденсата. И я вполне понимаю его специалистов. Нет у них таких запасов конденсата на балансе страны. А объяснять, что происходит в «сланцевых» скважинах, агентство не обязано, да и перечить сланцевому ажиотажу не хочется.

По темпу роста добычи конденсата можно приближенно оценить, что с нефти на газ уже перешло более 4 тыс. скважин. А поскольку основной объем добычи сланцевой нефти сосредоточен на двух уникальных месторождениях Bakken и Eagle Ford (15,5 тыс. нефтяных скважин), то в ближайшее время следует ожидать вывода из эксплуатации 26% действующего фонда. Текущее бурение пока компенсирует такие потери, но увеличить его практически нельзя из-за недостатка буровых станков, а выбытие скважин с каждым годом будет расти.

Нас ожидают прелюбопытные события, в чем-то сходные с газовым кризисом 2008 г. Если ОПЕК не сократит квоты, цена на баррель нефти брент может кратковременно снизиться до $70. Это произведет эффект холодного душа на сланцевые компании, которым придется заняться подсчетом убытков. Последует сокращение объемов бурения и добычи, а затем, когда цены вернутся обратно на $100, рынок придет в состояние осторожного равновесия.

http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2817826

Источники
1. http://top.rbc.ru/business/10/10/2014/5437736ecbb20f3fa5a42ad6

2. http://investtalk.ru/invest-news/id26454-neft-desheveet-i-budet-deshevet-ssha-za-dva-goda-snizili-sebestoimost-razrabotki-slantsevyh-mestorozhdenij-na-30-doll

3. http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2760238

4. US production of crude oil http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=MCRFPUS2&f=M

5. Natural Gas Plant Liquids Production http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_ngpl_s1_a.htm

— — — —
«EIA с начала прошлого года прекратило [5] публиковать данные о добыче газового конденсата» — это скорее всего является обычной задержкой, характерной для тонких моментов статистики. Такое уже было с запаздыванием официальных данных о добыче сланцевого газа

eia.gov: Sales of Fossil Fuels Produced from Federal and Indian Lands, FY 2003 through FY 2013

June 19, 2014

http://www.eia.gov/analysis/requests/federallands/

А.Собко: Правда о 40 градусах. Почему США хотят экспортировать нефть, оставаясь её импортером

На прошлой неделе США разрешили двум компаниям экспортировать небольшие объёмы «сверхлёгкой» нефти. Это, в общем-то, даже не нефть, а конденсат, хотя он и используется при производстве нефтепродуктов и учитывается как нефтяная добыча. Но за этим не столь принципиальным для мировой нефтяной отрасли решением скрывается ещё один сюжет, который действительно связан с пока гипотетическим американским нефтяным экспортом и который действительно может повлиять на мировой баланс нефтяного предложения.

Сначала зафиксируем самые очевидные вещи. США в любом случае остаются чистым импортёром нефти (вторым на планете — совсем недавно Штаты обошёл Китай). И если какие-то объёмы будет решено экспортировать, это приведёт к дополнительному росту импорта. То есть ситуация отнюдь не аналогичная газовому рынку, где Северная Америка намерена стать нетто-экспортёром природного газа в виде СПГ.

Второе — хотя существует запрет на экспорт сырой нефти (через различные исключения около 250 тыс. баррелей нефти в день экспортируются в Канаду), законодательно разрешено экспортировать нефтепродукты (сейчас — это около 3 млн баррелей в день). Здесь мы видим ещё один фактор, из-за которого нефтяной рынок США (опять же в отличие от газового) уже сейчас интегрирован в мировые балансы спроса и предложения на жидкие топлива.

Почему же вокруг гипотетического нефтяного экспорта США такой ажиотаж? Дело в том, что внутренние цены на нефть (если говорить об основной марке WTI) примерно на 10 долл. ниже, чем среднемировые цены (Brent). Именно эту разницу в цене США (пока — гипотетически) и могут экспортировать на мировые рынки, немного снизив цены на нефть во всём мире. Казалось бы, пустячок, но это может привести к более серьёзным вызовам, что мы обсудим ближе к окончанию материала.

Ситуация, когда американские цены на нефть оказались ниже мировых, сложилась не сейчас, а ещё несколько лет назад, когда сланцевая добыча не оказывала столь существенного влияние на внутреннее американское предложение нефти. Казалось бы, парадокс — как такое может быть, если страна — импортёр нефти? Тогда разницу в ценах (дифференциал) было принято объяснять дефицитом трубопроводных мощностей в точке физической торговли WTI, в результате чего в регионе создавался избыток сырья, а цены снижались.

Сейчас появилась и вторая причина. В стране из-за сланцевой добычи появился избыток лёгких нефтей, которые ещё дешевле «базовой» американской WTI. Вероятно, они оказывают давление и на котировки WTI. Но здесь проблема более серьёзная. Соединённым Штатам сейчас просто не нужно столько лёгкой нефти.

Немного теории

Чем лёгкая нефть отличается от тяжёлой? В первую очередь числом атомов углерода в среднестатистической углеводородной молекуле, из которых и состоит нефть. Для лёгкой и «традиционной» нефти это может быть около 7–20 атомов, для тяжёлой — и больше 20. Для производства моторного топлива оптимальна «золотая середина». Поэтому слишком длинные цепочки на НПЗ расщепляют на несколько частей (крекинг), слишком короткие — подмешивают к другим компонентам при производстве товарного бензина (компаундирование).

Кроме того, необходимо вспомнить кое-что о т.н. «лёгких углеводородах» — промежуточных соединениях между традиционной нефтью (с 7–20 атомами углерода) и природным газом (метан, всего один атом углерода).

Это, во-первых, этан (С2), пропан (С3) и бутан (С4). Во-вторых, пентан (С5) и гексан (С6). Почему мы их разделили на две группы? В первую очередь потому, что учитываются они по-разному. Первые три вещества в американской статистике идут как Natural gas liquids, «жидкие фракции природного газа». Сфера их применения: нефтехимия, обогрев жилищ в удалённых районах, реже — моторное топливо (как, к примеру, в случае нашей пропан-бутановой смеси).

Напротив, пентан и гексан (т.н. natural gasoline или конденсат) учитываются в США вместе с сырой нефтью. Этот продукт ценный (и для нефтехимии, и для производства бензинов), поэтому торгуется [1] часто при ценах даже более высоких, чем сама нефть. В то же время в качестве моторного топлива (бензина) в чистом виде он не годится — возникают проблемы с октановым числом.

Источниками этих компонент (и С2-С4, и С5-С6) могут быть как газовые (оттого и название — конденсат или газоконденсат), так и нефтяные скважины.

Экспорт «условной» нефти

А теперь вернёмся к новости. Разрешение на экспорт выдано именно на конденсат (основные компоненты: пентан-гексан, или «ультралёгкая» нефть, как его ещё называли в новостных заметках). Но выделяют конденсат преимущественно при газовой добыче (где при атмосферном давлении компоненты конденсируются, то есть становятся жидкими). А в случае нефти эти компоненты хорошо себя чувствуют в смеси с более тяжёлыми нефтяными фракциями, и без необходимости их просто не будут выделять.

То есть разрешение [2] на экспорт (пока двум компаниям), которое было выдано, — фактически не на нефть, а на легкокипящие фракции, получаемые при добыче природного газа (правда, строго говоря, откуда компании будут брать конденсат — из нефтяной или газовой добычи — не сообщается). Первые поставки должны начать в августе. Пока объёмы невелики, хотя уже начались спекуляции о скором росте этого экспорта до 700 тыс. баррелей в день и даже 3 млн (столько конденсата США сейчас, естественно, даже не добывают).

Любопытно, что разрешение на экспорт выдано по формальным признакам. Чтобы отделить конденсат от других компонент, его нужно пропустить через соответствующие установки. Это и решили трактовать как переработку — а значит, появился нефтепродукт.

Что уже повлекло за собой выступления представителей других компаний, которые готовы подготовить по таким же формальным признакам свой конденсат. Но пропускать в этом случае для получения «экспортного продукта» через разделительные мощности добытчики хотят уже не газоконденсат, а лёгкую нефть.

Зачем Штатам экспортировать нефть и чем это будет вредно для нас

Но за этим, в общем-то, некритичным для нефтяной индустрии решением существует проблема более серьёзная. Весь рост добычи нефти в США идёт за счёт «сланца». Нефть, получаемая таким образом, как правило, лёгкая и очень лёгкая. А к такому сырью нефтеперерабатывающие заводы США оказались не готовы. Многие американские НПЗ заточены на средние и даже тяжёлые сорта нефти (ведь ожидается рост импорта тяжёлой нефти из нефтяных песков Канады, кроме того тяжёлая нефть идёт и из Венесуэлы).

Поэтому идея напрашивается очевидная. Продать на внешние рынки избыток лёгкой нефти (которая на мировом рынке заметно дороже, чем в США, — по указанным выше причинам) и взамен купить «обычной». Можно даже немного выгадать на разнице в цене. Почему же для нас здесь может таиться вызов?

Дело в том, что в случае разрешения на экспорт нефти из США внутренние цены на нефть сразу вырастут. Ненамного, вопрос максимум 10 долларов за баррель, так как различия здесь не такие, как в случае газового рынка, но тем не менее. Но это может привести к увеличению рентабельности сланцевой добычи и, как следствие, суммарному росту американской нефтяной добычи.

По оценкам IHS [3], в случае отмены запрета на экспорт добыча сырой нефти в США вырастет с 8,2 до 11,2 млн баррелей в день, а расходы Штатов на импорт нефти снизятся на 67 млрд долл. в год.

А вот фактический рост мирового предложения — на 3 млн баррелей в год — это уже безотносительно экспорта сам по себе серьёзный фактор влияния на мировые цены.

Конечно, исследование, вероятно, представляет точку зрения добытчиков. Как мы знаем, есть обоснованные сомнения, смогут ли США вообще в течение длительного времени наращивать сланцевую нефтяную добычу. В самих же США думают о другом — рост внутренних цен на нефть вызовет и увеличение цен на бензин. И хотя в целом для экономики решение об экспорте нефти может оказаться положительным, рядовой американец в первую очередь увидит новые ценники на заправке.

Тем не менее, здравый смысл в предложениях о фактическом «обмене» на мировом рынке ненужной лёгкой на нужную «среднюю» нефть очевидно присутствует. А потому не исключено, что мы вскоре увидим новые решения по экспорту — уже не только конденсата, но и нефти.

При этом понятно, что WTI никто не разрешит экспортировать. Если экспорт и будет реализован, то начнут с самых лёгких сортов нефти.

Внимание к плотности

Напомним, что «лёгкость» и «тяжёлость» нефти описывается через т.н. плотность в градусах API. Не будем вдаваться в подробности, как она вычисляется. Сейчас запомним главное. Лёгкой считается нефть с плотностью по API 35–40 и выше (самые лёгкие — API около 50). Соответственно, тяжёлые — меньше 35 (канадские битумы — плотность около 10).

Неслучайно именно сейчас американское Минэнерго подготовило небольшое исследование [4], дифференцирующее нефтяную добычу США по плотности и пытающееся понять, доля какой нефти будет увеличиваться в дальнейшем. Выводы предсказуемы: всё больше будет лёгких нефтей с API 45 и выше. Для сравнения, у WTI плотность по АPI около 40. Всё, что выше, уже представляет меньший интерес для американских НПЗ и, следовательно, может получить разрешение на экспорт.

В то же время нужно понимать, что здесь теоретически открываются возможности для манипуляций. Плотность нефти — это плотность смеси. И нефть средней плотности может быть как природного происхождения (где типовая углеводородная цепочка обычно средней длины), так и искусственно намешанная сумма тяжёлой нефти и, к примеру, того же лёгкого конденсата.

Кстати, именно так транспортируют тяжёлую канадскую нефть — смешивают её с конденсатом, который фактически используется в качестве растворителя. Это позволяет транспортировать такую смесь по трубопроводам или же облегчает наливные операции с ней. С ожидаемым увеличением добычи тяжёлых нефтей в Канаде возрастёт и спрос на конденсат. Поэтому в Канаде с большим воодушевлением восприняли [5] прогнозы о росте его собственной добычи, так как сейчас конденсат для этих операций приходится импортировать из других стран, в т.ч. и из США. Но этот сюжет скорее интересен как яркий модельный пример «игр» с плотностью, так как тут всё прозрачно и законодательно урегулировано.

Но ясно, что соблазны смешивать слишком лёгкие и слишком тяжёлые фракции, чтобы выдать их за среднестатистическую нефть, остаются. Поэтому EIA специально указывает, что старается собирать данные по сырью, получаемые непосредственно на скважине.

Почему сланцевая нефть взрывается?

Если же возвращаться к сланцевой добыче в США в контексте плотности нефти, то тут уже сейчас возникают вопросы.

Как известно, некоторое время назад цистерны, транспортировавшие сланцевую нефть из Северной Дакоты (месторождение Баккен), стали взрываться. Вроде как было проведено расследование, а опрос экспертов показал [6], что основная причина — высокое содержание летучих компонент, газов, а сверхлёгкая нефть с месторождения является фактически чуть ли не газоконденсатом (так и написано — см. ссылку). Причём проблема характерна не только для Баккена, но и для других сланцевых месторождений. Всё это неудивительно и как раз полностью описывается логикой нашего материала.

Но вопросы тут возникают.

Во-первых, какие летучие компоненты приводят к взрывам? Просто слишком высокая доля низкокипящих фракций (С5-С6) или наличие фактически газов (С3-С4), которые могли «забыть» удалить перед отгрузкой. Ведь идёт сланцевая лихорадка, а нефтеподготовкой нужно заниматься, закупать оборудование. Плюс к тому, сохранить в нефти дешёвые летучие компоненты (например, бутан) — выгодно, так как отдельно его продать удастся значительно дешевле, да ещё потратиться на разделение и отдельную транспортировку.

Возникают и другие вопросы. Как указано в исследовании EIA, сейчас основная часть добычи на Баккен — это нефть с API 40–45. То есть, никаким чистым конденсатом здесь и не пахнет (для конденсата плотность обычно не определяется, но если подойти формально, то для гексана (C6) плотность по API составляет около 80). Просто лёгкая и даже не сверхлёгкая нефть.

Но если нефть с Баккен действительно имеет плотность около 40–45 (немногим легче WTI) и при этом взрывается, это означает, что наряду с лёгкими компонентами, которые заметно увеличивают API смеси, там содержится и много, наоборот, очень тяжёлых компонент.

Пока вопросов здесь больше, чем ответов. Но как представляется, тема, связанная с качеством американской сланцевой нефти (в контексте и стандартизации, и возможного экспорта), станет в ближайшее время достаточно горячей. А значит — появятся подробности, которые позволят ответить на эти вопросы. Мы будем следить за развитием событий.
http://aftershock.su/?q=node/240986
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-40-gradusah-pochemu-ssha-hotyat-eksportirovat-neft-ostavayas-eyo-importerom/

Источники
1. http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-ngl-prices.pdf
2. http://online.wsj.com/articles/u-s-ruling-would-allow-first-shipments-of-unrefined-oil-overseas-1403644494 [подписка]
3. http://www.ihs.com/info/0514/crude-oil.aspx
4. http://www.eia.gov/analysis/petroleum/crudetypes/
5. http://www.reuters.com/article/2014/06/06/canada-oil-condensate-idUSL1N0OJ0ZR20140606
6. http://1prime.ru/oil/20140625/787281900.html

euanmearns.com: Global Oil Supply Update July 2013

January 3, 2014 by
— Global conventional crude oil and condensate production has been following a bumpy plateau just over 73 million barrels per day since May 2005.

— All growth in liquids supply since May 2005 has come from natural gas liquids (NGL), unconventional oil and biofuels which together with refinery gains now amount to 17.4 million barrel per day providing a total global liquids supply of 90 million barrels per day.

— The US Energy Information Agency (EIA) provides the most comprehensive and readily accessible oil supply data, but owing to budget cuts, is behind in compiling and publishing statistics. The most recent data are for July 2013.


Figure 1 Global crude oil + condensate (C+C) production as reported by the EIA [1] less Canadian syncrude [2] (oil sands) and N American light tight oil [3, 4] (Bakken and Eagleford). Chart not zero scaled. Note how conventional C+C production (blue) rose to 73 million barrels per day in May 2005 but has since been following a bumpy plateau. It remains to be seen if 73 million barrels per day will emerge as the peak in cheap conventional oil production. All growth in global liquids supplies has come from unconventional oil, biofuel and natural gas liquids (Figures 2 and 3).


Figure 2 Global total liquids production now stands at 90.2 million barrels per day [1]. Since May 2005, all growth in liquids production has come from NGL, unconventional oil and bio fuel (Figure 3).


Figure 3 Global liquids excluding conventional crude and condensate. Note that the energy content of NGL is about 70% of crude oil and that significant energy is required to produce syncrude from oil sands and to produce biofuels. Refinery gains represent volume expansion of liquids during the refining process.


Figure 4 Natural gas liquids represent the C2 to C6 fraction that condenses from natural gas production in pipelines or separated from methane in gas process plant. The red line is a ratio between NGL and global gas production [5] and shows that NGL production has simply grown in lock step with global gas production.


Figure 5 The EIA have not updated their biofuel production statistics since January 2012. In figures 2 and 3 the 2011 value has been extrapolated through 2012 and 2013.

http://euanmearns.com/global-oil-supply-update-july-2013/

References
1. The Energy Information Agency (EIA)
http://www.eia.gov/countries/data.cfm

2. Statistics Canada
http://www5.statcan.gc.ca/cansim/a34?lang=eng&mode=tableSummary&id=1260001&p2=9

3. North Dakota Drilling and Production Statistics
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/statisticsvw.asp

4. Texas Railroad Commission
http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/

5. BP 2013
http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/statistical-review-of-world-energy-2013.html

Сланцевый газ: новости Eagle Ford и других формаций

Компания Royal Dutch Shell объявила о продаже своих активов по сланцевым месторождениям в Техасе, Канзасе и Колорадо.

По данным издания Wall Street Journal, Shell собирается продать свои участки площадью 106 тыс. акров в районе месторождения “Игл Форд” (Eagle Ford). Это одно из крупнейших действующих сланцевых месторождений в США.

В компании заявили, что 192 скважины, пробуренные на данной территории, “не могут выйти на запланированные объемы по добыче”. Shell также хочет найти покупателей на участок площадью в 600 тыс. акров в районе геологической формации Mississippi Lime в штате Канзас. Кроме того, концерн хочет выйти из сланцевого проекта в Колорадо, “который пока находится на раннем этапе”.

Продажа данных участков отражает общую динамику сланцевых активов Shell в США.

Во II квартале в Royal Dutch Shell сообщили о списании $2,1 млрд по американским сланцевым проектам, заявив, что компания начала стратегическую переоценку инвестиций в сланцевые месторождения в США.

Стоит отметить, что глава ExxonMobil Рекс Тиллерсон в 2012 г. уже отмечал, что крупные компании испытывают трудности по данным проектам.

Активная разработка сланцев привела к существенному падению цен на природный газ в США и, как следствие, к снижению рентабельности сланцевых месторождений.

На большей части сланцевых месторождений добываются газ и газоконденсаты. Одним из немногих крупных месторождений сланцевой нефти в США является месторождение Баккен (Bakken) в штате Северная Дакота.

В последнее время у многих инвесторов возникает все больше вопросов по поводу дальнейших перспектив «сланцевой революции» в США. Эта тема была активно освещена в СМИ. В частности, утверждалось, что разработка сланцев поможет США добиться энергетической независимости.

Однако при этом в тени остался вопрос рентабельности данных месторождений. В отличие от добычи нефти и газа на традиционных месторождениях сланцевые формации требуют постоянного увеличения скважин для поддержания объемов добычи. Ряд экспертов уже отметили, что сланцевые формации отличает более высокая скорость истощения, нежели традиционные нефтегазоносные месторождения.

Кроме того, как уже было отмечено, большинство активно разрабатываемых сланцевых месторождений в США являются газовыми, а не нефтяными.
http://www.vestifinance.ru/articles/33315

Прибыль англо-голландской корпорации Royal Dutch Shell по итогам II квартала 2013 г. сократилась на 20% до $4,6 млрд.

По сравнению с I кварталом текущего года прибыль сократилась в 1,6 раз. В то же время чистая прибыль компании сократилась до $2,4 млрд, поскольку Shell пришлось списать $2,1 млрд на фоне падения прибыльности активов по сланцевым месторождениям в США.

«Мы проводим сейчас анализ нашего бизнеса в области сланцев», — отметил глава компании Петер Возер.

Рост расходов, затраты на геологоразведку, неблагоприятное влияние валютных курсов и проблемы в Нигерии отрицательно повлияли на чистую прибыль.
http://www.vestifinance.ru/articles/30562

Eagle Ford Statistics


— — — —
Рост по сравнению с 2012 г. к концу 2013 может быть (линейная экстраполяция)
нефть — в 2.61 раза
конденсат — в 1.84 раза
газ — в 1.95 раза
разрешение на бурение — в 1.24 раза

Даже доходы, связанные с ростом цен на нефть во второй половине 2013, не смогли, видимо, покрыть убытки, связанные с низкими ценами на газ и конденсат.


http://www.eia.gov/naturalgas/monthly/

на фоне низких цен добыча в США стагнирует с начала 2012 г.


http://www.eia.gov/oil_gas/natural_gas/data_publications/eia914/eia914.html

— — — —
2012
Сланцевая формация Eagle Ford, Техас, США

eia.gov: NGL prices

JULY 29, 2013


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12291

JANUARY 15, 2013


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=9590

APRIL 29, 2011

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=1170


http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_fut_s1_m.htm

NGL (Natural Gas Liquids)

npga.org: сланцевый газ и NGL

Recent Developments in International Supply and Demand of Propane

npga.org: Обзор рынка LPG

Recent Developments in International Supply and Demand of Propane

US National Propane Gas Association

NPGA History

NPGA was originally formed in 1931 as the National Bottled Gas Association. The founders were H. Emerson Thomas (Phillips Petroleum Co.), George Oberfell (Phillips Petroleum Co.), and Mark Anton (founder and president of Suburban Propane Gas Corp. Anton was named president of the association. The first meeting was held in the fall of 1931 during the American Gas Association’s yearly conference.

Beginning in 1935, efforts were taken to organize the membership according to geographic subdivisions. In 1937, the membership voted to change the name to the Liquified Petroleum Gas Association (LPGA). The association’s first membership publication, LPGA Jet, was issued in March 1939, but was suspended in mid-1942 because of war paper rationing. Until 1946, the association was administered by staff of the Compressed Gas Association.

In 1946, LPGA opened its offices in Chicago, Illinois. In 1955, it restarted its membership magazine, now called LPGA Times. The association remained LPGA until a 1964 merger with the National LP-Gas Council (an organization formed in 1949 to conduct sales promotion and public relations activities) under the collective banner of the National LP-Gas Association (NLPGA). The final name change to the National Propane Gas Association, or NPGA, was ratified by the membership in April 1988.

In 2002, NPGA moved its headquarters from Lisle, Illinois to Washington, DC, where it had operated a small government affairs office since 1962. Today the association remains an active and vibrant organization serving its thousands of members with safety programs, legislative strength, and a continued tradition of excellence.

Propane Supply Sources and Trends

ga.gov.au: Australian crude oil, condensate and naturally- occurring LPG resources, infrastructure

http://www.ga.gov.au/energy/petroleum-resources/oil.html
http://www.ga.gov.au/energy.html

NGL

Излишне говорить, что нефтяная независимость (или наоборот — зависимость) Соединенных Штатов окажет существенное влияние и на всю мировую экономику, и на политику. На экономику — так как Штаты являются крупнейшими потребителями нефти и снижение импорта может привести к падению мировых нефтяных котировок. На политику — потому что возможная самодостаточность США по нефти приведет к тому, что Вашингтон уже не будет с нынешней заинтересованностью контролировать Ближний Восток.

В настоящее время Соединенные Штаты потребляют около 19 млн баррелей в день различных видов жидкого топлива. Из них собственное производство составляет около 10 млн баррелей. В дальнейшем планируется рост собственной добычи на фоне стагнирующего спроса. Это дает основания говорить о снижении нефтяной зависимости США. Однако далеко не все производимое в США жидкое топливо равноценно по своему составу и областям применения. Если посмотреть на детализацию долгосрочного прогноза производства жидкого топлива в США, то, как видно из графика 1, собственно на нефть приходится всего лишь 6 млн баррелей в сутки. Правда, в самое последнее время за счет разработки сланцевых запасов начался постепенный рост именно нефтяной добычи: сейчас США добывают уже 7 млн баррелей нефти в день. Эти данные, видимо, еще не попали в текущий прогноз. Но в текущем материале мы бы хотели обратить основное внимание на колонку NGL — вторую по объему добычи после традиционной нефти. Ведь именно производство NGL значительно вырастет в ближайшие годы. Но сможет ли рост добычи этого сырья снизить проблемы нефтяной зависимости Соединенных Штатов?

Что это такое…
NGL — это так называемые жидкие фракции природного газа, или в англоязычной классификации — Natural Gas Liquids (NGL).

Так как речь в дальнейшем пойдет в основном об американском рынке, мы будем использовать данное сокращение.

Напомним, что основной компонент природного газа — метан (CH4). В то же время в составе некоторых газовых месторождений присутствуют и другие углеводороды: этан (C2H6), пропан (С3H8), бутан (С4H10), пентан (С5H12), а также углеводороды с большим числом углеродных атомов (С5+). Напомним, что нефть состоит преимущественно из углеводородов с еще большим числом углеродных атомов — от 6 до 20. Таким образом, жидкие фракции природного газа занимают промежуточное положение между самим природным газом (метаном) и нефтью. ≪Промежуточный≫ химический состав этих соединений находит свое отражение и в свойствах веществ, и в их применении.

Почему эти фракции называются жидкими, если, казалось бы, они добываются в газообразном виде вместе с природным газом? Дело в том, что под землей, в газовом коллекторе, температура достаточно высока, поэтому там все соединения находятся в газообразном состоянии. А когда попадают на поверхность земли и остывают — пентан и более длинные NGL конденсируются.

Оттуда и еще одно название этих компонентов — конденсат или газоконденсат. Этан, пропан и бутан — при нормальных температурах и давлении — все же газы, хотя и относительно легко сжижаемые (чем больше число атомов углерода, тем легче сжижается углеводород). Поэтому этан, пропан, бутан отделить от основного компонента природного газа (метана) несколько сложнее, этим приходится заниматься на газоперерабатывающих заводах. В России эту группу энергоресурсов часто называют ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов). Если же мы говорим только о пропан-бутановой смеси, то ее частое название — СУГ (сжиженные углеводородные газы). СУГ иногда путают с СПГ (сжиженный природный газ, то есть метан), чего делать не следует. Англоязычный аналог сокращения СУГ — LPG (Liquid Petroleum Gases). Для самой тяжелой фракции NGL — С5+, или конденсата, существует также англоязычный термин Natural gasoline.

Как читатель уже понял, определенные терминологические пересечения, если не сказать путаница, здесь действительно существуют. Мы еще вернемся к этому ниже.

…И с чем его «едят»?
Где используются NGL? В первую очередь сферу их применения можно разделить на две принципиально разных отрасли.

Первое — это нефтехимия, то есть производство полимеров и других синтетических материалов.

Вторая сфера применения — в качестве источников энергии. Конкретная отрасль зависит от типа углеводородов. Так, пентан и более длинные углеводороды непосредственно смешиваются с продуктами перегонки нефти при производстве бензина.

Пропан и бутан также иногда применяют в качестве моторного топлива, кроме того, важная сфера применения пропана — в качестве топлива для обогрева и бытовых целей в районах, не затронутых централизованной системой газоснабжения. Хотя и пропан, и бутан — газы, уже при относительно небольшом давлении и комнатной температуре они сжижаются, поэтому могут транспортироваться в баллонах.

Этан уже сжижается значительно хуже, поэтому подобным образом не используется. Основная область применения этана — нефтехимия. Кроме того, в ряде случаев при переработке природного газа выгоднее оказывается не выделять отдельно этан, а продавать его вместе с метаном. Выделение этана довольно затратно, а кроме того, его стоимость — самая низкая среди NGL.

Из вышесказанного ясно, что цены на разные NGL отличаются. Так как нефть в настоящее время значительно дороже природного газа, то вещества наиболее близкие по составу к нефти (пентан и более длинные NGL) фактически стоят примерно так же, как нефть, и даже дороже (ведь в нефти всегда есть слишком тяжелые фракции, которые удешевляют ее стоимость). Напротив, стоимость этана немногим выше цен на природный газ. На графике 2 представлены цены на различные виды NGL в сравнении с ценами на нефть и газ (в расчете на единицу теплотворной способности) на начало февраля 2012 года.

Парадоксы статистики
Теперь, учитывая вышесказанное, вернемся к графику 1. Основной рост производства жидкого топлива в США обеспечат как раз NGL. А это, как мы поняли, строго говоря, далеко не всегда означает увеличение объема топлива, используемого для транспортных средств.

Кроме того, на самом деле доля углеводородных газов на данном графике еще больше. Одна из особенностей учета американской статистики состоит в том, что по разделу NGL записывают только углеводороды С2-С4, в то время как С5+ (так называемый Lease condensate) учитывается вместе с добычей нефти. В то же время конденсат хотя и смешивается с нефтепродуктами для получения бензина сам по себе не может заменить бензин из-за низкого октанового числа.

Мы уже упоминали, что фактор, который не вошел в этот, видимо, достаточно консервативный прогноз (график 1), — рост добычи сланцевой нефти, который наблюдается в последнее время. Если еще недавно добыча нефти в США находилась на уровне 6 млн баррелей в день, то в начале января из-за фактора сланцевой добычи производство нефти достигло 7 млн баррелей в день, что является рекордным с 1992 года значением. Пока трудно говорить, насколько сильно сланцевая добыча нефти повлияет на суммарный баланс. Умеренно оптимистичные прогнозы предполагают, что через несколько лет США из сланцевых месторождений будут добывать еще дополнительно 3 млн баррелей в день. В то же время, по экспертным оценкам, из этих 3 млн баррелей собственно на нефть придется 2 млн, а 1 млн баррелей — это опять-таки NGL. Таким образом, если масштабная сланцевая добыча нефти состоится, то на графике 1 можно добавить еще 3 млн баррелей, но только 2 млн баррелей по разделу «нефть» и 1 млн баррелей — в раздел NGL.

Фактически США уже стали самодостаточными по NGL и, возможно, в будущем смогут даже стать заметным экспортером этого ресурса. Хотя пока объемы экспорта невелики (график 3), но в последние годы наблюдается стремительный рост этого показателя. Согласно прогнозам, к 2015 году примерно половина добываемого в США пропана пойдет на экспорт, бутан и конденсат также будут экспортироваться, хотя и в меньших масштабах. Таким образом, складывается отчасти парадоксальная ситуация. Соединенные Штаты производят все больше жидкого топлива, но структура этого производства такова, что на фоне сохранения значительного импорта, часть топлива оказывается в излишке. Все это усложняет оценку импортозависимости Соединенных Штатов по жидкому топливу. Добавим к этому, что в 2011 году США впервые с 1949 года стали неттоэкспортером нефтепродуктов, то есть экспорт нефтепродуктов превысил импорт на 440 тыс. баррелей в день.

В мире — те же проблемы
Не менее важно, что те же тенденции (то есть рост доли NGL в общем объеме так называемой «нефтедобычи») характерны и для всей мировой экономики. И может быть, даже в большей степени. Дело в том, что NGL не входит в квоты ОПЕК, поэтому ближневосточные страны в добыче и экспорте этих соединений не связаны никакими обязательствами. К 2030 году, согласно прогнозам Международного энергетического агентства (IEA), добыча NGL в мировом масштабе достигнет 20 млн баррелей в день — это весьма существенный рост по сравнению с 12 млн в 2011 году.

Фактически по отношению к «традиционной» нефти мир уже прошел так называемый «пик нефти». И в дальнейшем добыча такой нефти будет стагнировать. А если исключить из «традиционной» нефти глубоководную добычу — даже снижаться. Поэтому весь будущий рост производства жидкого топлива — это в той или иной степени «нетрадиционные» варианты: сланцевая добыча, производство нефти из битумных песков, и в первую очередь (по объемам добычи) — NGL.

Таким образом, NGL, очевидно, будут играть в ближайшие годы все большую роль в энергетическом балансе. При этом, хотя традиционно они идут по разряду жидкого топлива, далеко не полностью NGL можно использовать для производства бензина или дизтоплива.

Казалось бы, очевидная альтернатива — развивать транспортные средства, непосредственно работающие на этих легких углеводородах. Но пока, как и в случае других альтернативных источников топлива для транспорта, использование NGL сдерживается крайне неразвитой инфраструктурой, и в первую очередь сетью заправочных станций. Более или менее активно пропанбутановая смесь (так называемый «автогаз») на транспорте используется лишь в нескольких странах — в Турции, Южной Корее, Австралии и некоторых других.

В мировом масштабе текущие прогнозы пока крайне умеренно оценивают перспективы подобного решения проблемы: даже через 10–20 лет доля таких транспортных средств, как ожидается, составит менее 5%. Возможно, что слабое развитие автотранспорта на пропан-бутановой смеси связано с тем, что цены на СУГ незначительно отличаются от нефтяных. Таким образом, существенной экономической выгоды при переходе на подобный транспорт потребители пока не видят. В то же время рост добычи NGL на фоне дефицита традиционной нефти может привести уже к ощутимым различиям в стоимости, что сделает переход на пропанбутановую смесь в сфере транспорта более стремительным, чем ожидается в текущих прогнозах.

В нашей стране пока большая часть добываемого газа — «сухой» газ, то есть содержащий преимущественно метан. Такого газа около 75% от всей добычи. Тем не менее за счет газоконденсатных месторождений, а также благодаря выделению легких углеводородов при добыче нефти (попутный газ) производство СУГ в России в настоящее время составляет около 12 млн тонн в год (для сравнения: нефти, включая конденсат, — свыше 500 млн тонн в год). Из них на экспорт пока идет 2–3 млн тонн СУГ в год.

В то же время в дальнейшем эта ситуация начнет меняться: доля «жирного» газа, содержащего попутные углеводороды, будет расти. Это приведет и к росту производства легких углеводородных газов, что, в свою очередь, потребует и развития соответствующей переработки такого «жирного» газа, появления новых газохимических производств, четкой стратегии по использованию и возможному экспорту сжиженных углеводородных газов.
http://www.odnako.org/magazine/material/show_23242/

— — —

eia.gov: What are natural gas liquids and how are they used?

— — —
2012
theoildrum, eia: нефть и другие жидкости

www.eia.gov: US 2012 Briefs

Основная статья со ссылками

2012 Brief: Coal prices and production in most basins down in 2012

2012 Brief: Natural gas liquids prices down in 2012

2012 Brief: Average wholesale natural gas prices fell 31% in 2012

2012 Brief: Average 2012 crude oil prices remain near 2011 levels

Считалочки российско-катарские газовые

Для Газпрома статистику экспорта, выручки и цен можно посмотреть в годовом отчете или
в целом по России на сайте ЦБ
в разделе Статистика,
подраздел Статистика внешнего сектора
таблицы

Экспорт Российской Федерации природного газа за 2000-2012 годы
2011 год
количество 189.7 млрд. куб. м
стоимость 64290.1 , млн. долл. США
средние экспортные цены 338,88 долларов за тыс. куб. м

Экспорт Российской Федерации сжиженного природного газа за 2009-2012 годы
2011 год
количество 22.8 млн. куб. м
стоимость 3854,5 млн. долларов
средние экспортные цены 168,79 долларов за куб. м

В Катаре добычей нефти и газа ведает
Qatar Petroleum, чьим подразделением, связанным с добычей газа является Qatar Gas.

На сайте Qatar Gas имеются только рекламные материалы и нет никакой статистики или годовых отчетов. Годовые отчеты есть только на сайте Qatar Petroleum в разделе «MEDIA CENTRE» — Publications.

Historically, from 2003 until 2013, the USDQAR averaged 3.6200

При этом Qatar Petroleum/Qatar Gas отчитываются не за всю добычу в стране, а в отчете приведены финансовые данные без разбивки по нефти и газу.
Можно, конечно, попытаться вычислить косвенно, зная нефтяную выручку по данным eia.gov, равную $57 млрд. и объемы продаж газа по данным BP statistical review of world energy за 2011 год (Gas trade in 2010 and 2011)

Или просто искать в Интернете. Что, характерно, по запросу в Гугле «2011 Qatar revenue natural gas» выдается только одна приемлемая статья по 2010 г..
Вот так просто оценить информационную открытость Газпрома и Qatar Petroleum/Qatar Gas, при этом кто-то надеется, что у Катара газ будет дешевле 🙂

Но есть более точный путь. Как видно из примера ЦБ РФ на сайте ЦБ всегда есть точные данные по экспорту.
Такие данные, но менее подробные есть
на сайте ЦБ Катара
в разделе Publications
подраздел Reports and Statements
подподраздел Annual Reports

Отчет за 2011 год (pdf)

Chapter Seven: Foreign Trade and Balance of Payments
Trade Balance, стр. 152

The value of natural gas-related exports, which included condensates, gas-to-liquids (GTL), LNG, and natural gas liquids (NGL)

Годовая выручка 2011 за Natural Gas+NGL при QR Exchange Rate From July 2001 3.64 равна
71.1 млрд.$

Qatar produces condensate and natural gas liquids (NGL) alongside its natural gas production. In 2011, EIA estimates that condensate and NGL production has exceeded one million bbl/d, surpassing crude oil production.

Точных данных по экспорту и ценам NGL Катаром в 2011 в сети нет.
Цену NGL в 2011 можно рассмотреть или как равной цене OPEC Busket 2011 = 107.46, что будет завышенной оценкой или U.S. Natural Gas Liquid Composite Price (Dollars per Million BTU), что будет заниженной оценкой в связи с более


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=9590

низкими ценами на нефть и газ в США.

Поскольку данных по экспорту NGL из Катара в 2011 г. нет, то можно оценить вилку цен на газ.
Общий объем экспорта газа согласно BP statistical review of world energy = 121.8 млрд. куб. м.

Наименьшая средняя цена
Добыча NGL = 1 million bbl/d = экспорт NGL (вся добыча идет на экспорт)
Цена NGL = цене OPEC Busket, максимально возможной цене NGL.

Годовая выручка за NGL = 39.2 млрд.$
Чистая выручка за газ = 71.1 — 39.2 = 31.9 млрд.$
Стоимость 1000 куб.м = 262 $

Наибольшая средняя цена
Экспорт NGL = 0
Чистая выручка за газ = 71.1 млрд.$
Стоимость 1000 куб.м = 584 $

«Средняя» цена
Экспорт NGL = 3/4 добычи = 0.75 million bbl/d
Цена NGL = 3/4 OPEC Busket = 80.6 $/барр.

Годовая выручка за NGL = 22.1 млрд.$
Чистая выручка за газ = 71.1 — 22.1 = 49 млрд.$
Стоимость 1000 куб.м = 402 $

— — — — — — —
Европейские цены Газпрома в 2012 г.
Цена Гапрома в 2012 году для Украины = 425$ за 1000 куб. м.

есть основания предполагать, что разница в цене между российским газом и котировками на европейским спотовом рынке, летом 2012 года достигавшая $100 за 1 тыс. куб. м, в 2013 году сократится до минимума. На мировом рынке происходит выравнивание цен на сжиженный природный газ (а именно он и торгуется, в основном, на европейском споте) в Европе и Азии. По прогнозам экспертов, котировки стабилизируются, в среднем, на уровне около $385-400 за 1 тыс. куб. м. Причем это будет биржевая цена, к которой необходимо будет прибавить затраты на доставку и процент посреднику

26 сентября 2011
Глава «Нафтогаза» Евгений Бакулин заявил, что Киев устроила бы цена на российский газ в районе примерно 230 долларов за тысячу кубометров вместо установленных ныне 354 долларов. Российская сторона настаивает, что действующие контракты были заключены согласно требованиям европейского газового рынка

Цена на газ, которую в 2011 г. хотела Украина (230), была ниже той, по которой самом благоприятном случае (262) мог продать Катар 🙂

BP Energy Outlook 2030. Нефть, газ, конденсат