Обратная закачка газа в пласт
Для того чтобы природный газ стал чистым и устойчивым источником энергии должен преодолеть две основных экологических проблем.
Первая экологическая проблема — это выбросы метана. Как правило, природный газ состоит на 70-90% из метана, представленного химической формулой СН4. Почти четверть (от 20 до 25%) парниковых газов (ПГ) поступает из метана. В нефтегазовой отрасли источником метанового газа являются поступающие из скважин и объектов утечки. Это результат плохого управления и старения инфраструктуры. Использование передовых технологий и более эффективное управление скважинами и сооружениями может помочь сократить выбросы метана.
Вторая экологическая проблема — это сжигание газа и выбросы в атмосферу. Сжигание и сброс являются вторым источником выбросов парниковых газов. Если рынка для реализации газа отсутствует, то добываемый газ либо сжигается на факелах, либо выбрасывается в атмосферу. Согласно ежегодному статистическому бюллетеню ФСЭГ за 2019 год, годовой объем сжигаемого попутного газа составляет около 56 млрд м3. Как показано на графике, тремя ведущими странами среди стран ФСЭГ по доле сжигаемого к добываемому газу являются Ирак (сжигается 56% добываемого газа), Ангола (30%) и Ливия (27%). Это количество достаточно для удовлетворения годового потребления газа Южной Кореей, Египтом или Индией.
В качестве одного из решений некоторые нефтедобывающие страны повторно закачивают газ в пласт для увеличения добычи нефти. В Казахстане с 2006 года законодательно запрещено сжигание газа на факелах и сброс его в атмосферу. Страна использует возможность повторного закачивания газа для поддержания пластового давления и добычи нефти. Казахстан повторно закачал в пласт 30% добытого газа в 2018 году. Этот подход был популяризирован Норвегией, когда инициировала политику утилизации газа в 1970-х годах. В 2018 году Норвегия повторно закачала в пласт 22% добытого газа. Повторно закачиваемый газ можно добыть в будущем, когда появится рынок для реализации.
Выдержка из вышеупомянутой статьи. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Для того чтобы природный газ стал чистым и устойчивым источником энергии должен преодолеть две основных экологических проблем.
Первая экологическая проблема — это выбросы метана. Как правило, природный газ состоит на 70-90% из метана, представленного химической формулой СН4. Почти четверть (от 20 до 25%) парниковых газов (ПГ) поступает из метана. В нефтегазовой отрасли источником метанового газа являются поступающие из скважин и объектов утечки. Это результат плохого управления и старения инфраструктуры. Использование передовых технологий и более эффективное управление скважинами и сооружениями может помочь сократить выбросы метана.
Вторая экологическая проблема — это сжигание газа и выбросы в атмосферу. Сжигание и сброс являются вторым источником выбросов парниковых газов. Если рынка для реализации газа отсутствует, то добываемый газ либо сжигается на факелах, либо выбрасывается в атмосферу. Согласно ежегодному статистическому бюллетеню ФСЭГ за 2019 год, годовой объем сжигаемого попутного газа составляет около 56 млрд м3. Как показано на графике, тремя ведущими странами среди стран ФСЭГ по доле сжигаемого к добываемому газу являются Ирак (сжигается 56% добываемого газа), Ангола (30%) и Ливия (27%). Это количество достаточно для удовлетворения годового потребления газа Южной Кореей, Египтом или Индией.
В качестве одного из решений некоторые нефтедобывающие страны повторно закачивают газ в пласт для увеличения добычи нефти. В Казахстане с 2006 года законодательно запрещено сжигание газа на факелах и сброс его в атмосферу. Страна использует возможность повторного закачивания газа для поддержания пластового давления и добычи нефти. Казахстан повторно закачал в пласт 30% добытого газа в 2018 году. Этот подход был популяризирован Норвегией, когда инициировала политику утилизации газа в 1970-х годах. В 2018 году Норвегия повторно закачала в пласт 22% добытого газа. Повторно закачиваемый газ можно добыть в будущем, когда появится рынок для реализации.
Выдержка из вышеупомянутой статьи. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Казахстан в июле выполнил свои обязательства по сокращению добычи нефти в рамках ОПЕК+
"Среднесуточная добыча в июле, согласно предварительным данным, составила 1,313 млн барр/сут или 101 % от обязательств. Данные об исполнении обязательств соглашения республикой были переданы в секретариат ОПЕК+", - добавили в пресс-службе.
Таким образом, Казахстан перевыполнил свои обязательства по сокращению производства нефти на 1%.
В Минэнерго напомнили, ранее, чтобы избежать затоваривания нефти в хранилищах в стране ограничили добычу на средних, крупных и гигантских месторождениях. Это предусматривало справедливое распределение обязательств по снижению добычи нефти для всех видов месторождений в Казахстане.
Ранее страны-участники соглашения ОПЕК+ достигли соглашения о коллективном сокращении добычи нефти на 9,7 млн баррелей в сутки в мае-июле 2020 года.
Казахстан в рамках ОПЕК+ взял на себя обязательства в мае-июне и июле текущего года сократить добычу на 390 тыс. баррелей в сутки. При снижении добычи на 390 тыс. баррелей в сутки от уровня производства ноября 2018 года (1,709 млн баррелей в сутки, без учета конденсата) ежесуточная нефтедобыча в Казахстане должна составлять 1,319 млн баррелей в сутки.
"Среднесуточная добыча в июле, согласно предварительным данным, составила 1,313 млн барр/сут или 101 % от обязательств. Данные об исполнении обязательств соглашения республикой были переданы в секретариат ОПЕК+", - добавили в пресс-службе.
Таким образом, Казахстан перевыполнил свои обязательства по сокращению производства нефти на 1%.
В Минэнерго напомнили, ранее, чтобы избежать затоваривания нефти в хранилищах в стране ограничили добычу на средних, крупных и гигантских месторождениях. Это предусматривало справедливое распределение обязательств по снижению добычи нефти для всех видов месторождений в Казахстане.
Ранее страны-участники соглашения ОПЕК+ достигли соглашения о коллективном сокращении добычи нефти на 9,7 млн баррелей в сутки в мае-июле 2020 года.
Казахстан в рамках ОПЕК+ взял на себя обязательства в мае-июне и июле текущего года сократить добычу на 390 тыс. баррелей в сутки. При снижении добычи на 390 тыс. баррелей в сутки от уровня производства ноября 2018 года (1,709 млн баррелей в сутки, без учета конденсата) ежесуточная нефтедобыча в Казахстане должна составлять 1,319 млн баррелей в сутки.
Ежегодная инвентаризация запасов нефти и газа
Для принятия взвешенных решений по обеспечению долгосрочного стабильного воспроизводства минерально-сырьевой базы, роста инвестиций и сохранения доходов бюджета профильным органам государственной власти необходимо располагать актуальной информацией о структуре ресурсной базы и объеме рентабельных запасов. Именно поэтому во всех крупнейших нефтедобывающих странах существуют требования по ежегодному раскрытию информации о запасах углеводородов и состоянии разработки месторождений.
Норвежский директорат нефти собирает информацию и формирует базу данных NPD FactPages. Это позволяет регуляторам иметь ежегодные актуальные данные о состоянии дел в отрасли и принимать решения по ее стимулированию.
Министерство природных ресурсов Канады в сотрудничестве с Комиссиями в сфере нефтегазодобычи провинций составляет ежегодный федеральный и территориальный обзор, содержащий данные по доказанным запасам нефти и газа (total proved reserves) и геологическим запасам (resources in place).
Примерно аналогичные цели у Управления нефти и газа Великобритании (Oil & Gas Authority), которое формирует ежегодный отчет по запасам согласно стандарту PRMS (proved, probable, possible).
На основе формы отчетности EIA-23 «Ежегодный учет внутренних запасов нефти и газа», а также данных, полученных от нефтегазовых комиссий штатов, Управление по энергетической информации США формирует отчет о всех доказанных запасах (proved reserves) согласно классификации PRMS по штатам.
Наряду с ежегодной государственной оценкой запасов финансовые регуляторы требуют от публичных компаний, проведения ежегодного аудита запасов. Это повышает достоверность данных о рентабельно извлекаемых запасах: ежегодная актуализация позволяет учесть изменение макроэкономических параметров. Именно на основании данных международного аудита компания ВР публикует оценку доказанных запасов нефти и газа.
Государственная экспертиза запасов (ГКЗ) углеводородного сырья (УВС) и утверждение проектной технической документации (ПТД) (прим. в России и Казахстане) происходит в среднем один раз в 3-5 лет. Из-за изменения макроэкономических условий и затрат оценка извлекаемых запасов устаревает и не может быть основанием для анализа текущего состояния отрасли.
В результате без проведения ежегодной переоценки экономики у государства нет актуальных данных и достоверного прогноза ее будущего развития. А у отрасли нет адекватной оценки для обоснования изменения действующих фискальных условий или других регуляторных вопросов. Большая часть налоговых льгот обосновывается на основе бизнес-планов компаний, а не ПТД. Источник: Vygon
Для принятия взвешенных решений по обеспечению долгосрочного стабильного воспроизводства минерально-сырьевой базы, роста инвестиций и сохранения доходов бюджета профильным органам государственной власти необходимо располагать актуальной информацией о структуре ресурсной базы и объеме рентабельных запасов. Именно поэтому во всех крупнейших нефтедобывающих странах существуют требования по ежегодному раскрытию информации о запасах углеводородов и состоянии разработки месторождений.
Норвежский директорат нефти собирает информацию и формирует базу данных NPD FactPages. Это позволяет регуляторам иметь ежегодные актуальные данные о состоянии дел в отрасли и принимать решения по ее стимулированию.
Министерство природных ресурсов Канады в сотрудничестве с Комиссиями в сфере нефтегазодобычи провинций составляет ежегодный федеральный и территориальный обзор, содержащий данные по доказанным запасам нефти и газа (total proved reserves) и геологическим запасам (resources in place).
Примерно аналогичные цели у Управления нефти и газа Великобритании (Oil & Gas Authority), которое формирует ежегодный отчет по запасам согласно стандарту PRMS (proved, probable, possible).
На основе формы отчетности EIA-23 «Ежегодный учет внутренних запасов нефти и газа», а также данных, полученных от нефтегазовых комиссий штатов, Управление по энергетической информации США формирует отчет о всех доказанных запасах (proved reserves) согласно классификации PRMS по штатам.
Наряду с ежегодной государственной оценкой запасов финансовые регуляторы требуют от публичных компаний, проведения ежегодного аудита запасов. Это повышает достоверность данных о рентабельно извлекаемых запасах: ежегодная актуализация позволяет учесть изменение макроэкономических параметров. Именно на основании данных международного аудита компания ВР публикует оценку доказанных запасов нефти и газа.
Государственная экспертиза запасов (ГКЗ) углеводородного сырья (УВС) и утверждение проектной технической документации (ПТД) (прим. в России и Казахстане) происходит в среднем один раз в 3-5 лет. Из-за изменения макроэкономических условий и затрат оценка извлекаемых запасов устаревает и не может быть основанием для анализа текущего состояния отрасли.
В результате без проведения ежегодной переоценки экономики у государства нет актуальных данных и достоверного прогноза ее будущего развития. А у отрасли нет адекватной оценки для обоснования изменения действующих фискальных условий или других регуляторных вопросов. Большая часть налоговых льгот обосновывается на основе бизнес-планов компаний, а не ПТД. Источник: Vygon
Число нефтегазовых установок в мире в июле упало до рекордного минимума - Baker Hughes
В среднем в минувшем месяце в мире работало 1030 установок против 1073 в июне. При этом июльский уровень на 1208 меньше показателя за этот же месяц прошлого года (2238).
В США количество установок в июле сократилось на 19 относительно предыдущего месяца - до 255. Это рекордно низкий уровень.
На Ближнем Востоке число буровых упало на 28 - до 315 (минимум с апреля 2012 года), в Азиатско-Тихоокеанском регионе - на 4, до 193, в Африке - на 4, до 56 (самый низкий уровень с июня 2009 года), в Европе - на 5, до105 (минимум с апреля прошлого года).
Между тем в Канаде показатель увеличился на 14 - до 32 буровых, в Латинской Америке - на 3, до 74.
Baker Hughes публикует данные о действующих буровых установках с 1944 года. Сначала компания собирала информацию только в США и Канаде, с 1975 года - по всему миру. С 7 июня 2019 года компания включает в свои расчеты число буровых на Украине, при этом пересчета сводных данных по Европе за прошлые периоды в связи с этим не проводилось.
Среднемесячное число действующих нефтяных и газовых буровых установок в мире в 2019 году снизилось после роста по итогам двух лет подряд и составляло 2177. По итогам 2016 года был зафиксирован минимальный показатель за 17 лет - 1593 буровые. В 2014 году в мире работало максимальное с 1985 года число установок - 3578. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
В среднем в минувшем месяце в мире работало 1030 установок против 1073 в июне. При этом июльский уровень на 1208 меньше показателя за этот же месяц прошлого года (2238).
В США количество установок в июле сократилось на 19 относительно предыдущего месяца - до 255. Это рекордно низкий уровень.
На Ближнем Востоке число буровых упало на 28 - до 315 (минимум с апреля 2012 года), в Азиатско-Тихоокеанском регионе - на 4, до 193, в Африке - на 4, до 56 (самый низкий уровень с июня 2009 года), в Европе - на 5, до105 (минимум с апреля прошлого года).
Между тем в Канаде показатель увеличился на 14 - до 32 буровых, в Латинской Америке - на 3, до 74.
Baker Hughes публикует данные о действующих буровых установках с 1944 года. Сначала компания собирала информацию только в США и Канаде, с 1975 года - по всему миру. С 7 июня 2019 года компания включает в свои расчеты число буровых на Украине, при этом пересчета сводных данных по Европе за прошлые периоды в связи с этим не проводилось.
Среднемесячное число действующих нефтяных и газовых буровых установок в мире в 2019 году снизилось после роста по итогам двух лет подряд и составляло 2177. По итогам 2016 года был зафиксирован минимальный показатель за 17 лет - 1593 буровые. В 2014 году в мире работало максимальное с 1985 года число установок - 3578. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Результаты крупнейших нефтяных компаний за 2 кв. 2020г.
Совокупный чистый убыток крупных нефтяных компаний за второй квартал (апрель-июнь) 2020 года составил $51 млрд.
Основные два фактора потери доходов крупных нефтяных компаний, которые отразились на данных результатах - это сокращение спроса и снижение цен на нефть.
Единственной прибыльной компанией в этом квартале была Saudi Aramco. Компания достигла этого благодаря своим низким производственным затратам, гибкой рабочей силе и уникальному масштабу компании. Чистая прибыль составила $6,6 млрд. Тем не менее, эта цифра в четыре раза ниже по сравнению со 2 кв. прошлого года ($24,7 млрд.).
Средняя цена Brent в апреле-июне 2020 года составила $30 за баррель. Цена на аналогичный период 2019 года составила $69 за баррель.
Все данные отражены на инфографике. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Совокупный чистый убыток крупных нефтяных компаний за второй квартал (апрель-июнь) 2020 года составил $51 млрд.
Основные два фактора потери доходов крупных нефтяных компаний, которые отразились на данных результатах - это сокращение спроса и снижение цен на нефть.
Единственной прибыльной компанией в этом квартале была Saudi Aramco. Компания достигла этого благодаря своим низким производственным затратам, гибкой рабочей силе и уникальному масштабу компании. Чистая прибыль составила $6,6 млрд. Тем не менее, эта цифра в четыре раза ниже по сравнению со 2 кв. прошлого года ($24,7 млрд.).
Средняя цена Brent в апреле-июне 2020 года составила $30 за баррель. Цена на аналогичный период 2019 года составила $69 за баррель.
Все данные отражены на инфографике. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Forwarded from TENGENOMIKA
ПО ОЖИДАНИЯМ МИНЭНЕРГО США ВО ВТОРОМ ПОЛУГОДИИ 2020 ГОДА СРЕДНЯЯ ЦЕНА ЗА БАРРЕЛЬ BRENT CОСТАВИТ 43,3 USD
По обновленным оценкам Минэнерго США, в третьем квартале текущего года мировой спрос на нефть в среднем составит 94,96 млн. баррелей в сутки (мбс) против 94,77 мбс в первом квартале и 85,01 мбс во втором квартале. При этом, мировая добыча в третьем квартале должна упасть до 90,38 мбс со 100,74 мбс в первом квартале и с 91,84 мбс во втором квартале.
В результате этого в третьем квартале на рынке возникнет дефицит нефти в объеме в 4,58 мбс, тогда как кварталом ранее наблюдался профицит сырья в 6,83 мбс.
Исходя из данных оценок фундаментальных факторов Минэнерго США пересмотрело свой прогноз средней цены на нефть марки Brent на 2020 год в сторону повышения. Так, если в июле данный показатель составлял 40,7 USD за баррель, то теперь он равен 41,6 USD за баррель.
По нашему мнению, положительный шифт в прогнозах Минэнерго США по цене на нефть, а также ослабление обязательств стран ОПЕК+ по сокращению добычи сырья, которое началось с августа, станет позитивным фактором для Казахстана, отразившись на некотором восстановлении экспортной выручки страны. Это, в свою очередь, при прочих равных условиях может оказать дополнительную фундаментальную поддержку курсу тенге.
Телеграм-канал @tengenomika
По обновленным оценкам Минэнерго США, в третьем квартале текущего года мировой спрос на нефть в среднем составит 94,96 млн. баррелей в сутки (мбс) против 94,77 мбс в первом квартале и 85,01 мбс во втором квартале. При этом, мировая добыча в третьем квартале должна упасть до 90,38 мбс со 100,74 мбс в первом квартале и с 91,84 мбс во втором квартале.
В результате этого в третьем квартале на рынке возникнет дефицит нефти в объеме в 4,58 мбс, тогда как кварталом ранее наблюдался профицит сырья в 6,83 мбс.
Исходя из данных оценок фундаментальных факторов Минэнерго США пересмотрело свой прогноз средней цены на нефть марки Brent на 2020 год в сторону повышения. Так, если в июле данный показатель составлял 40,7 USD за баррель, то теперь он равен 41,6 USD за баррель.
По нашему мнению, положительный шифт в прогнозах Минэнерго США по цене на нефть, а также ослабление обязательств стран ОПЕК+ по сокращению добычи сырья, которое началось с августа, станет позитивным фактором для Казахстана, отразившись на некотором восстановлении экспортной выручки страны. Это, в свою очередь, при прочих равных условиях может оказать дополнительную фундаментальную поддержку курсу тенге.
Телеграм-канал @tengenomika
Доброе утро всем!
Как Вы знаете, последние 5 лет я провожу бизнес-курсы, а также преподаю бизнес-дисциплины в сфере нефти и газа. Пандемия слегка приостановила эту деятельность, но я как и весь мир перехожу онлайн и запускаю свои авторские курсы онлайн. В приложении Вы можете ознакомиться с более подробной информацией.
"Эксперт с опытом работы в ведущих международных нефтегазовых компаниях по подсчетам запасов, единственный сертифицированный специалист SPEE в Казахстане, профессор Geneva Business School, Абзал Нарымбетов, запускает два новых углубленных курса в Geneva Business School:
Темы курсов:
1. Управление нефтегазовыми активами. Курс разработан для управленцев по разведке, разработке, добыче, переработке, нефтехимии, транспортировке, маркетингу.
2. Оценка запасов согласно международным стандартам SPE-PRMS. Данный курс пополнит багаж знаний управленцев, экономистов, геофизиков, геологов, инженеров по разработке, добыче.
Подробную информацию о курсах можно получить по телефону: +7 701 914 0559."
Как Вы знаете, последние 5 лет я провожу бизнес-курсы, а также преподаю бизнес-дисциплины в сфере нефти и газа. Пандемия слегка приостановила эту деятельность, но я как и весь мир перехожу онлайн и запускаю свои авторские курсы онлайн. В приложении Вы можете ознакомиться с более подробной информацией.
"Эксперт с опытом работы в ведущих международных нефтегазовых компаниях по подсчетам запасов, единственный сертифицированный специалист SPEE в Казахстане, профессор Geneva Business School, Абзал Нарымбетов, запускает два новых углубленных курса в Geneva Business School:
Темы курсов:
1. Управление нефтегазовыми активами. Курс разработан для управленцев по разведке, разработке, добыче, переработке, нефтехимии, транспортировке, маркетингу.
2. Оценка запасов согласно международным стандартам SPE-PRMS. Данный курс пополнит багаж знаний управленцев, экономистов, геофизиков, геологов, инженеров по разработке, добыче.
Подробную информацию о курсах можно получить по телефону: +7 701 914 0559."
Неопределенность в прогнозировании добычи нефти
Вчера глава Миннацэкономики Руслан Даленов заявил, что добыча нефти в Казахстане в 2021 году останется на уровне 2020 года - 86 миллионов тонн, а в 2025 году - 101 миллион тонн.
Официальный прогноз последних пяти лет показывает, что мы склонны недооценивать краткосрочную добычу нефти и переоценивать долгосрочную. На инфографике показано что желтая линия - это прогноз добычи нефти, сделанный в 2015 году. Ожидаемая добыча нефти в 2017 и 2021 годах составляла 80 млн тонн и 104 млн тонн, в то время как фактический показатель на 2017 год составил 86 млн тонн, а текущий прогноз на 2021 год - 86 млн тонн.
В 2017 году я прочитал техническую лекцию SPE «Добыча нефти в Казахстане: амбиции и реальность». Основная гипотеза заключалась в том, что мы используем пессимистический подход для краткосрочного и оптимистический подход к долгосрочному прогнозированию добычи нефти. Спустя три года я вижу, что тот же подход все еще используется.
В то время, как решение этой проблемы, я предложил использовать вероятностный метод, а не детерминированный. Детерминированный метод дает одно значение добычи нефти на будущее, тогда как вероятностный метод дает диапазон результатов: минимальный, средний и максимальный. Таким образом, неопределенность будущей добычи нефти может быть сведена к минимуму с помощью ряда возможных результатов. Например, Норвегия уже много лет использует этот подход.
Кроме того, для бюджетного планирования следует использовать вариант прогноза минимальной добычи нефти. Излишне говорить о значительном влиянии сильно отклоненного прогноза добычи нефти от фактического на бюджет страны и национальный фонд. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Вчера глава Миннацэкономики Руслан Даленов заявил, что добыча нефти в Казахстане в 2021 году останется на уровне 2020 года - 86 миллионов тонн, а в 2025 году - 101 миллион тонн.
Официальный прогноз последних пяти лет показывает, что мы склонны недооценивать краткосрочную добычу нефти и переоценивать долгосрочную. На инфографике показано что желтая линия - это прогноз добычи нефти, сделанный в 2015 году. Ожидаемая добыча нефти в 2017 и 2021 годах составляла 80 млн тонн и 104 млн тонн, в то время как фактический показатель на 2017 год составил 86 млн тонн, а текущий прогноз на 2021 год - 86 млн тонн.
В 2017 году я прочитал техническую лекцию SPE «Добыча нефти в Казахстане: амбиции и реальность». Основная гипотеза заключалась в том, что мы используем пессимистический подход для краткосрочного и оптимистический подход к долгосрочному прогнозированию добычи нефти. Спустя три года я вижу, что тот же подход все еще используется.
В то время, как решение этой проблемы, я предложил использовать вероятностный метод, а не детерминированный. Детерминированный метод дает одно значение добычи нефти на будущее, тогда как вероятностный метод дает диапазон результатов: минимальный, средний и максимальный. Таким образом, неопределенность будущей добычи нефти может быть сведена к минимуму с помощью ряда возможных результатов. Например, Норвегия уже много лет использует этот подход.
Кроме того, для бюджетного планирования следует использовать вариант прогноза минимальной добычи нефти. Излишне говорить о значительном влиянии сильно отклоненного прогноза добычи нефти от фактического на бюджет страны и национальный фонд. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Открытие газового месторождения в Черном море и вопросы
В минувшую пятницу президент Турции, Реджеп Тайип Эрдоган, заявил об открытии нового газового месторождения в Черном море. Размер находки - 320 млрд кубометров. Как человек, который провел пять лет обучения в Турции, я по-настоящему радуюсь этой новости и надеюсь, что это событие откроет новую «эру» в истории Турции, как сказал президент страны.
При всем этом, как технический специалист по запасам нефти и газа, я хотел бы задать несколько вопросов.
Во-первых, 320 млрд кубометров - это геологические объемы (ресурсы) или извлекаемые запасы газа? Обычно, ключевые люди или заголовки новостей объявляют геологические объемы, чтобы показать, насколько велик размер нефтяного или газового месторождения. В действительности только часть ресурсов нефти или газа может быть добыта, а оставшаяся часть останется в пласте. Для нефтяного или газового месторождения коэффициент извлечения зависит от типа коллектора и методов разработки. Например, среднее значение коэффициента извлечения для газовых месторождений в Мексиканском заливе составляет около 70%. 70% от 320 млрд кубометров составляет 224 млрд кубометров.
Во-вторых, коммерчески ли выгодна добыча на данном газовом месторождении? У нас есть десятки примеров, когда нефтегазовое месторождение было открыто и оставлено без разработки по экономическим, коммерческим или другим причинам. В качестве примера можно привести месторождение Хазар казахстанского сектора Каспийского моря. Нефтяное месторождение было открыто в 2007 году. После 12 лет оценки оператор месторождения вышел из проекта из-за нерентабельности. То же самое произошло с блоком N.
В-третьих, было ли подтверждено открытие и размер газового месторождения независимой третьей стороной? Как пример, в 2008 году Туркменистан сертифицировал газовое месторождение Осман-Йолотан независимой компанией Gaffney Cline Associates. После сертификации по мировым запасам газа Туркменистан переместился с 12 на 4 место, а запасы газа увеличились с 2,6 трлн кубометров до 19,5 трлн кубометров. . Можно сказать, что эта новость открыла для Туркменистана настоящую новую «эру». О запасах туркменского газа будет отдельный пост.
Что Вы думаете по этому поводу?
Открываю пост для комментариев.
В минувшую пятницу президент Турции, Реджеп Тайип Эрдоган, заявил об открытии нового газового месторождения в Черном море. Размер находки - 320 млрд кубометров. Как человек, который провел пять лет обучения в Турции, я по-настоящему радуюсь этой новости и надеюсь, что это событие откроет новую «эру» в истории Турции, как сказал президент страны.
При всем этом, как технический специалист по запасам нефти и газа, я хотел бы задать несколько вопросов.
Во-первых, 320 млрд кубометров - это геологические объемы (ресурсы) или извлекаемые запасы газа? Обычно, ключевые люди или заголовки новостей объявляют геологические объемы, чтобы показать, насколько велик размер нефтяного или газового месторождения. В действительности только часть ресурсов нефти или газа может быть добыта, а оставшаяся часть останется в пласте. Для нефтяного или газового месторождения коэффициент извлечения зависит от типа коллектора и методов разработки. Например, среднее значение коэффициента извлечения для газовых месторождений в Мексиканском заливе составляет около 70%. 70% от 320 млрд кубометров составляет 224 млрд кубометров.
Во-вторых, коммерчески ли выгодна добыча на данном газовом месторождении? У нас есть десятки примеров, когда нефтегазовое месторождение было открыто и оставлено без разработки по экономическим, коммерческим или другим причинам. В качестве примера можно привести месторождение Хазар казахстанского сектора Каспийского моря. Нефтяное месторождение было открыто в 2007 году. После 12 лет оценки оператор месторождения вышел из проекта из-за нерентабельности. То же самое произошло с блоком N.
В-третьих, было ли подтверждено открытие и размер газового месторождения независимой третьей стороной? Как пример, в 2008 году Туркменистан сертифицировал газовое месторождение Осман-Йолотан независимой компанией Gaffney Cline Associates. После сертификации по мировым запасам газа Туркменистан переместился с 12 на 4 место, а запасы газа увеличились с 2,6 трлн кубометров до 19,5 трлн кубометров. . Можно сказать, что эта новость открыла для Туркменистана настоящую новую «эру». О запасах туркменского газа будет отдельный пост.
Что Вы думаете по этому поводу?
Открываю пост для комментариев.
Запуск нефтегазовых проектов
Еще один комментарий к месторождению Туна-1 в Черном море. Как было объявлено, первая добыча газа ожидается в 2023 году. Запуск проекта газового месторождения через три года, возможно, выглядит довольно амбициозным и оптимистичным. Особенно, если сравнивать с запуском наших проектов, который занимает десятилетия. Однако считаю, что график разумный и есть примеры, подтверждающие его.
Одним из недавних примеров запуска проектов в ускоренном режиме является Зохр. Это крупнейшее газовое месторождение, обнаруженное в Египте и Средиземном море. Блок концессии был отдан в 2013 году, а газовое месторождение было открыто в 2015 году. Общий объем газа на глубине 1,5 кмсоставляет около 850 млрд куб. м, что более чем в 2,5 раза превышает объем месторождения Туна-1 (320 млрд куб. м).
Первая добыча газа началась в 2017 году через два года после открытия. Добыча газа в Египте увеличилась с 40 млрд куб. м в 2016 году до 65 млрд куб. м (рост на 63%). По состоянию на 2019 год страна стала нетто-экспортером газа (6 млрд куб. м) благодаря открытию огромного газового месторождения и быстрому запуску проекта за 2 года.
Интересно отметить, что тот же оператор проекта разработал одно из наших крупнейших месторождений, и запуск проекта с момента открытия занял почти два десятилетия. Главный вопрос, который я всегда задаю себе, - какой фактор, скорее всего, больше повлиял на продолжительность запуска нашего проекта от открытия до добычи: правила страны, местонахождение месторождения или компания. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Еще один комментарий к месторождению Туна-1 в Черном море. Как было объявлено, первая добыча газа ожидается в 2023 году. Запуск проекта газового месторождения через три года, возможно, выглядит довольно амбициозным и оптимистичным. Особенно, если сравнивать с запуском наших проектов, который занимает десятилетия. Однако считаю, что график разумный и есть примеры, подтверждающие его.
Одним из недавних примеров запуска проектов в ускоренном режиме является Зохр. Это крупнейшее газовое месторождение, обнаруженное в Египте и Средиземном море. Блок концессии был отдан в 2013 году, а газовое месторождение было открыто в 2015 году. Общий объем газа на глубине 1,5 кмсоставляет около 850 млрд куб. м, что более чем в 2,5 раза превышает объем месторождения Туна-1 (320 млрд куб. м).
Первая добыча газа началась в 2017 году через два года после открытия. Добыча газа в Египте увеличилась с 40 млрд куб. м в 2016 году до 65 млрд куб. м (рост на 63%). По состоянию на 2019 год страна стала нетто-экспортером газа (6 млрд куб. м) благодаря открытию огромного газового месторождения и быстрому запуску проекта за 2 года.
Интересно отметить, что тот же оператор проекта разработал одно из наших крупнейших месторождений, и запуск проекта с момента открытия занял почти два десятилетия. Главный вопрос, который я всегда задаю себе, - какой фактор, скорее всего, больше повлиял на продолжительность запуска нашего проекта от открытия до добычи: правила страны, местонахождение месторождения или компания. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Самые влиятельные люди в истории нефти и газа
Сегодня праздник всех нефтяников. Долго думал чем порадовать читателей моего канала в этот день, зная, что меня в первую очередь читают люди именно этой профессии, т. е. мои коллеги. В итоге решил составить свой собственный список выдающихся людей, которые изменили историю нефтегазовой отрасли в мире. Список, безусловно, субъективный, но думаю, по меньшей мере, он будет для вас познавательным. Итого я выбрал 5 человек, хотя выдающихся личностей в отрасли конечно же больше.
Эдвин Дрейк. Он был известен тем, что разработал новый метод добычи нефти из недр. Он изобрел новый метод бурения в 1859 году, при котором использовалась труба для предотвращения обрушения ствола скважины, что позволяло буровой установке глубже проникать в землю. Вклад Дрейка значителен, потому что данный метод колосcально увеличил глубину бурения, увеличив количество добываемой нефти. Принцип бурения, лежащий в основе этого изобретения, до сих пор используется современными нефтегазовыми компаниями.
Джон Рокфеллер. Пожалуй, самый богатый нефтяник в истории. Он известен созданием первой вертикально интегрированной компании Standard Oil, объединяющей все сегменты нефтяного бизнеса - добычу, транспортировку, переработку и маркетинг. Это был первый глобальный supply chain в нефтяной отрасли в истории, который значительно повысил эффективность всех бизнес процессов и привел к значительному сокращению расходов, и, соответственно, повышению чистой прибыли компании. Рокфеллер был пионером в этом шаге, тогда как в настоящее время уже большинство крупных международных нефтяных компаний работают по такому принципу. Так, например, Exxon Mobil, Chevron, BP, являются прямыми преемниками Standard Oil.
Людвиг Нобель. Старший брат и деловой партнёр знаменитого учредителя Нобелевской премии Альфреда Нобеля. Он же изобрел первой нефтяной танкер в 1878 г. Благодаря этому изобретению стало возможно транспортировать нефть не только по суше, но и по морским путям. Первым в мире успешным нефтяным танкером был Нобелевский «Зороастр». Нобель создал танкер в г. Линдхольмен-Мотала (Швеция) вместе со Свеном Альмквистом. Контракт на его строительство был подписан в январе 1878 года, а первый рейс он совершил в том же году из Баку в Астрахань.
Пол Гетти. Также известен как основатель Getty Oil Company. Его нововведением была коммерциализация больших нефтяных танкеров в 1960-х годах. Если Нобель изобрел танкер, то Гетти вывел их на совершенно новый уровень. Он значительно увеличил объем перевозимой в танкерах нефти, а также удлинил расстояние, которые они могли покрывать. Именно поэтому мы называем их супертанкерами. Он не первый додумался до этого, но как и Илон Маск с электрокарами, он смог масштабировать процесс до глобального уровня. Не так давно вышел интересный фильм о его жизни: «Все деньги мира». Очень рекомендую посмотреть, если вы еще этого не сделали.
Замыкает мой список Энрико Маттеи. Он ввел инновационную формулу совместных инвестиций (тип совместного контракта), которая преднамеренно стремилась устранить посредническую роль. Вместо того чтобы просто платить фиксированную плату за нефтяные концессии и затем брать на себя все бремя разработки, Маттеи предложил странам-производителям партнерство в разработке их природных ресурсов. Если до этого «семь сестринских» компаний (BP, Exxon, Gulf Oil, Mobil, Shell, Chevron и Texaco) полностью монополизировали рынок добычи в мире и диктовали свои условия Правительствам стран богатых нефтью, то Маттеи целиком поменял ход игры. Так, к примеру, он вперые предложил Правительству Ирана и Египта забирать до 75% прибыли от добычи, а не 50 % и менее, как было ранее принято. Такая политика перекочевала и в другие страны, и по факту его новаторский способ ведения переговоров с нефтедобывающими странами демонополизировал долю нефтяного рынка «семи сестринских» компаний.
Сегодня праздник всех нефтяников. Долго думал чем порадовать читателей моего канала в этот день, зная, что меня в первую очередь читают люди именно этой профессии, т. е. мои коллеги. В итоге решил составить свой собственный список выдающихся людей, которые изменили историю нефтегазовой отрасли в мире. Список, безусловно, субъективный, но думаю, по меньшей мере, он будет для вас познавательным. Итого я выбрал 5 человек, хотя выдающихся личностей в отрасли конечно же больше.
Эдвин Дрейк. Он был известен тем, что разработал новый метод добычи нефти из недр. Он изобрел новый метод бурения в 1859 году, при котором использовалась труба для предотвращения обрушения ствола скважины, что позволяло буровой установке глубже проникать в землю. Вклад Дрейка значителен, потому что данный метод колосcально увеличил глубину бурения, увеличив количество добываемой нефти. Принцип бурения, лежащий в основе этого изобретения, до сих пор используется современными нефтегазовыми компаниями.
Джон Рокфеллер. Пожалуй, самый богатый нефтяник в истории. Он известен созданием первой вертикально интегрированной компании Standard Oil, объединяющей все сегменты нефтяного бизнеса - добычу, транспортировку, переработку и маркетинг. Это был первый глобальный supply chain в нефтяной отрасли в истории, который значительно повысил эффективность всех бизнес процессов и привел к значительному сокращению расходов, и, соответственно, повышению чистой прибыли компании. Рокфеллер был пионером в этом шаге, тогда как в настоящее время уже большинство крупных международных нефтяных компаний работают по такому принципу. Так, например, Exxon Mobil, Chevron, BP, являются прямыми преемниками Standard Oil.
Людвиг Нобель. Старший брат и деловой партнёр знаменитого учредителя Нобелевской премии Альфреда Нобеля. Он же изобрел первой нефтяной танкер в 1878 г. Благодаря этому изобретению стало возможно транспортировать нефть не только по суше, но и по морским путям. Первым в мире успешным нефтяным танкером был Нобелевский «Зороастр». Нобель создал танкер в г. Линдхольмен-Мотала (Швеция) вместе со Свеном Альмквистом. Контракт на его строительство был подписан в январе 1878 года, а первый рейс он совершил в том же году из Баку в Астрахань.
Пол Гетти. Также известен как основатель Getty Oil Company. Его нововведением была коммерциализация больших нефтяных танкеров в 1960-х годах. Если Нобель изобрел танкер, то Гетти вывел их на совершенно новый уровень. Он значительно увеличил объем перевозимой в танкерах нефти, а также удлинил расстояние, которые они могли покрывать. Именно поэтому мы называем их супертанкерами. Он не первый додумался до этого, но как и Илон Маск с электрокарами, он смог масштабировать процесс до глобального уровня. Не так давно вышел интересный фильм о его жизни: «Все деньги мира». Очень рекомендую посмотреть, если вы еще этого не сделали.
Замыкает мой список Энрико Маттеи. Он ввел инновационную формулу совместных инвестиций (тип совместного контракта), которая преднамеренно стремилась устранить посредническую роль. Вместо того чтобы просто платить фиксированную плату за нефтяные концессии и затем брать на себя все бремя разработки, Маттеи предложил странам-производителям партнерство в разработке их природных ресурсов. Если до этого «семь сестринских» компаний (BP, Exxon, Gulf Oil, Mobil, Shell, Chevron и Texaco) полностью монополизировали рынок добычи в мире и диктовали свои условия Правительствам стран богатых нефтью, то Маттеи целиком поменял ход игры. Так, к примеру, он вперые предложил Правительству Ирана и Египта забирать до 75% прибыли от добычи, а не 50 % и менее, как было ранее принято. Такая политика перекочевала и в другие страны, и по факту его новаторский способ ведения переговоров с нефтедобывающими странами демонополизировал долю нефтяного рынка «семи сестринских» компаний.
Подводя итог, можно сказать, что этих людей объединяют схожие профессиональные навыки, которые основываются на нестандартном мышлении и поиске инновационных решений, а также умении принять хорошо просчитанные бизнес риски.
Коллеги, с днем нефтяника Вас! Пусть моя подборка вдохновит Вас на новые свершения в нефтегазовой отрасли Казахстана и не только!
Оставляю ссылку на chat, если Вы вдруг захотите поделиться историями и биографиями других выдающихся нефтяников в мире, и в Казахстане в частности. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Коллеги, с днем нефтяника Вас! Пусть моя подборка вдохновит Вас на новые свершения в нефтегазовой отрасли Казахстана и не только!
Оставляю ссылку на chat, если Вы вдруг захотите поделиться историями и биографиями других выдающихся нефтяников в мире, и в Казахстане в частности. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Казахстан в августе на 100% выполнил обязательства в ОПЕК+ и компенсировал "майское" перепроизводство нефти.
"В августе текущего года, по предварительным данным, среднесуточная добыча нефти составила порядка 1,345 млн баррелей в сутки. Текущие обязательства Казахстана по сокращению уровня добычи нефти на август составляют 1,397 млн баррелей в сутки. Выполнение обязательств составляет 100%", - говорится в ответе Минэнерго на запрос "Интерфакс-Казахстан".
"В связи с чем считаем, что данный уровень добычи соответствует графику компенсации", - добавили в ведомстве.
Ранее Казахстан обещал выполнить компенсировать майское перепроизводство нефти в августе и сентябре.
Казахстан с 1 мая в течение 12 дней на 3,13 млн баррелей превысил производство нефти рамках соглашения ОПЕК+. Возмещение этого объема запланировано на август-сентябрь. По его словам, таким образом, Казахстан снизит добычу нефти в июле на 23% от уровня ноября 2018 года, в августе-сентябре - на 21% и октябре-декабре - на 18%.
"В августе текущего года, по предварительным данным, среднесуточная добыча нефти составила порядка 1,345 млн баррелей в сутки. Текущие обязательства Казахстана по сокращению уровня добычи нефти на август составляют 1,397 млн баррелей в сутки. Выполнение обязательств составляет 100%", - говорится в ответе Минэнерго на запрос "Интерфакс-Казахстан".
"В связи с чем считаем, что данный уровень добычи соответствует графику компенсации", - добавили в ведомстве.
Ранее Казахстан обещал выполнить компенсировать майское перепроизводство нефти в августе и сентябре.
Казахстан с 1 мая в течение 12 дней на 3,13 млн баррелей превысил производство нефти рамках соглашения ОПЕК+. Возмещение этого объема запланировано на август-сентябрь. По его словам, таким образом, Казахстан снизит добычу нефти в июле на 23% от уровня ноября 2018 года, в августе-сентябре - на 21% и октябре-декабре - на 18%.
Число нефтегазовых установок в мире в августе впервые вырос после рекордного минимума в июле - Baker Hughes
В среднем в минувшем месяце в мире работало 1050 установок против 1030 в июле.
В Канаде показатель увеличился на 21 - до 53 буровых, в Латинской Америке - на 1, до 75, в Азиатско-Тихоокеанском регионе - на 7, до 200, в Африке - на 6, до 62, и в Европе - на 4, до 109.
Тем не менее, в США количество установок в августе сократилось на 5 относительно предыдущего месяца - до 250. Это рекордно низкий уровень. На Ближнем Востоке число буровых упало на 4 - до 301 (минимум с февраля 2011 года).
Среднемесячное число действующих нефтяных и газовых буровых установок в мире в 2019 году снизилось после роста по итогам двух лет подряд и составляло 2177. По итогам 2016 года был зафиксирован минимальный показатель за 17 лет - 1593 буровые. В 2014 году в мире работало максимальное с 1985 года число установок - 3578. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
В среднем в минувшем месяце в мире работало 1050 установок против 1030 в июле.
В Канаде показатель увеличился на 21 - до 53 буровых, в Латинской Америке - на 1, до 75, в Азиатско-Тихоокеанском регионе - на 7, до 200, в Африке - на 6, до 62, и в Европе - на 4, до 109.
Тем не менее, в США количество установок в августе сократилось на 5 относительно предыдущего месяца - до 250. Это рекордно низкий уровень. На Ближнем Востоке число буровых упало на 4 - до 301 (минимум с февраля 2011 года).
Среднемесячное число действующих нефтяных и газовых буровых установок в мире в 2019 году снизилось после роста по итогам двух лет подряд и составляло 2177. По итогам 2016 года был зафиксирован минимальный показатель за 17 лет - 1593 буровые. В 2014 году в мире работало максимальное с 1985 года число установок - 3578. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Прогнозы цен на нефть на 2020-2021 годы
Этот пост был сделан в конце апреля, когда цена на нефть достигла самой низкой отметки в истории (минус $40/барр. WTI). В прошлый раз я собрал и проанализировал прогнозы цен на нефть известных организаций - Всемирный банк, МВФ, Энергетическое информационное агентство США - EIA, ОПЕК, IHS Markit и Sproule. Среднегодовые прогнозы цен на Brent на 2020 составлял в диапазоне $30-$40/барр. и на 2021 - $40-$45/барр. Апдейт на сегодня - я полагаю, что диапазон прогнозов цен на нефть все еще является разумным, по крайней мере, на 2020 год. Сегодняшняя цена на нефть марки Brent составляет $40/барр. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Этот пост был сделан в конце апреля, когда цена на нефть достигла самой низкой отметки в истории (минус $40/барр. WTI). В прошлый раз я собрал и проанализировал прогнозы цен на нефть известных организаций - Всемирный банк, МВФ, Энергетическое информационное агентство США - EIA, ОПЕК, IHS Markit и Sproule. Среднегодовые прогнозы цен на Brent на 2020 составлял в диапазоне $30-$40/барр. и на 2021 - $40-$45/барр. Апдейт на сегодня - я полагаю, что диапазон прогнозов цен на нефть все еще является разумным, по крайней мере, на 2020 год. Сегодняшняя цена на нефть марки Brent составляет $40/барр. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Проект «Евразия»
В канале KazService прочитал новость о том, что «Казахстан замахнулся пробурить самую глубокую скважину в мире. Согласно проекту «Евразия» планируется бурение скважины глубиной до 15 км в Прикаспийской впадине. Ориентировочная стоимость - $500 млн. В июне 2017 года года МинЭнерго совместно с КомГео подписали меморандум с потенциальными участниками проекта Евразия. В состав вошли: КМГ-Евразия, Роснефть, SOCAR, NEOS Geosolutions, CNPC и Agip Caspian. Позднее из проекта вышли Роснефть и NEOS Geosolutions. Их место заняла Shell».
На сколько я понимаю основная цель данной инициативы получить новые данные по оценке перспектив нефтегазоносности одного из крупнейших в мире бассейнов-Прикаспийского. Данный некоммерческий проект, безусловно, имеет хорошую научную составляющую. Пробурить самую глубокую вертикальную скважину до 15 км и, пожалуй, самую дорогую ($500 млн - 210 млрд тенге) в мире - это довольно крутой и очень масштабный шаг. Но при всем моем лояльном отношении к науке, нефтянке и своей стране, мне этот шаг видится не таким уж рациональным. Это мое субъективное мнение, не претендую на истину в последней инстанции. Однако, я считаю, что инвестиции в развитие человеческого капитала - лучший способ продвигать нашу науку, особенно в сравнении с бурением самой глубокой скважины в мире.
Позвольте мне привести один пример развития человеческого капитала в Казахстане. Общие внутренние затраты на НИОКР в Казахстане в 2019 году составили 82 млрд тенге (менее $200 млн). В этой сфере работает более 20 тысяч человек, из них треть имеет ученую степень доктора или выше, чем докторская степень. Более того, общая сумма, потраченная на естественные науки, составляет около 20 млрд тенге, что составляет десятую часть бюджета проекта Евразия.
Насколько мне известно, проект «Евразия» как инициатива существует с 2013 года, предполагаемое начало бурения было в 2015 году, и, вероятно, потребуется еще много лет, чтобы воплотить идею в жизнь, помимо цены на нефть и наличия бюджета страны. Надеюсь с этим проектом все получится, конечно, но я все же думаю, что наши текущие и будущие ученые и работники сферы образования заслуживают как минимум такого же лояльного отношения со стороны государства, как и потенциальная скважина. А как думаете Вы? Ссылка на чат для комментариев. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
В канале KazService прочитал новость о том, что «Казахстан замахнулся пробурить самую глубокую скважину в мире. Согласно проекту «Евразия» планируется бурение скважины глубиной до 15 км в Прикаспийской впадине. Ориентировочная стоимость - $500 млн. В июне 2017 года года МинЭнерго совместно с КомГео подписали меморандум с потенциальными участниками проекта Евразия. В состав вошли: КМГ-Евразия, Роснефть, SOCAR, NEOS Geosolutions, CNPC и Agip Caspian. Позднее из проекта вышли Роснефть и NEOS Geosolutions. Их место заняла Shell».
На сколько я понимаю основная цель данной инициативы получить новые данные по оценке перспектив нефтегазоносности одного из крупнейших в мире бассейнов-Прикаспийского. Данный некоммерческий проект, безусловно, имеет хорошую научную составляющую. Пробурить самую глубокую вертикальную скважину до 15 км и, пожалуй, самую дорогую ($500 млн - 210 млрд тенге) в мире - это довольно крутой и очень масштабный шаг. Но при всем моем лояльном отношении к науке, нефтянке и своей стране, мне этот шаг видится не таким уж рациональным. Это мое субъективное мнение, не претендую на истину в последней инстанции. Однако, я считаю, что инвестиции в развитие человеческого капитала - лучший способ продвигать нашу науку, особенно в сравнении с бурением самой глубокой скважины в мире.
Позвольте мне привести один пример развития человеческого капитала в Казахстане. Общие внутренние затраты на НИОКР в Казахстане в 2019 году составили 82 млрд тенге (менее $200 млн). В этой сфере работает более 20 тысяч человек, из них треть имеет ученую степень доктора или выше, чем докторская степень. Более того, общая сумма, потраченная на естественные науки, составляет около 20 млрд тенге, что составляет десятую часть бюджета проекта Евразия.
Насколько мне известно, проект «Евразия» как инициатива существует с 2013 года, предполагаемое начало бурения было в 2015 году, и, вероятно, потребуется еще много лет, чтобы воплотить идею в жизнь, помимо цены на нефть и наличия бюджета страны. Надеюсь с этим проектом все получится, конечно, но я все же думаю, что наши текущие и будущие ученые и работники сферы образования заслуживают как минимум такого же лояльного отношения со стороны государства, как и потенциальная скважина. А как думаете Вы? Ссылка на чат для комментариев. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Пик мирового спроса на нефть будет пройден в начале 2020-х гг. - BP Energy Outlook 2020
В прогнозе развития мировой энергетики на период до 2050 года, опубликованном BP в понедельник, рассматриваются три возможные сценария глобального перехода к более чистым видам топлива, и все они предполагают снижение спроса на нефть в ближайшие 30 лет.
Несмотря на то, что какую-то часть периода до 2050 года спрос на нефть будет расти в рамках основных сценариев, все они предусматривают кардинальное изменение структуры энергопотребления за это время - снижение роли ископаемого топлива, которое будет компенсироваться увеличением доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и растущей электрификацией.
В "обычном" (Business-as-usual) сценарии BP, в соответствии с которым, политика правительств, технологии и социальные предпочтения будут меняться таким же образом и такими же темами, как и в недавнем прошлом, спрос на нефть восстанавливается после падения, вызванного COVID-19, и выходит на плато в начале 2020-х годов. Падение спроса на нефть в ближайшие 30 лет в рамках этого сценария составит 10%.
В двух других сценариях - "быстром" (Rapid) и "чистом" (Net Zero), предусматривающих более активные меры по борьбе с изменением климата по сравнению с "обычным", спрос на нефть так и не восстанавливается после падения в результате пандемии коронавируса.
"Быстрый" сценарий предполагает падение спроса на нефть на 55% в ближайшие 30 лет, "чистый" - на 80%. Таким образом, уровень 2019 года - 100 млн баррелей в сутки (б/с) - останется пиком потребления нефти.
Прогнозы снижения спроса на нефть обусловлены, в частности, ожиданиями повышения эффективности автомобильных перевозок и их электрификации, отмечают в BP. Во всех трех сценариях использование нефти на транспорте достигает пика в середине-конце 2020-х годов. Доля нефти в удовлетворении спроса на транспорте падает с более чем 90% в 2018 г. до примерно 80% к 2050 году в "обычном", до 40% в "быстром" и всего до 20% в "чистом" сценариях.
Сценарий нулевых выбросов или "чистый" предполагает, что меры на уровне государств будут дополняться значительными изменениями в поведении и предпочтениях общества и потребителей. В частности, речь идет о широком распространении экономики замкнутого цикла, совместного потребления, а также о переходе на низкоуглеродные источники энергии.
В прогнозе развития мировой энергетики на период до 2050 года, опубликованном BP в понедельник, рассматриваются три возможные сценария глобального перехода к более чистым видам топлива, и все они предполагают снижение спроса на нефть в ближайшие 30 лет.
Несмотря на то, что какую-то часть периода до 2050 года спрос на нефть будет расти в рамках основных сценариев, все они предусматривают кардинальное изменение структуры энергопотребления за это время - снижение роли ископаемого топлива, которое будет компенсироваться увеличением доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и растущей электрификацией.
В "обычном" (Business-as-usual) сценарии BP, в соответствии с которым, политика правительств, технологии и социальные предпочтения будут меняться таким же образом и такими же темами, как и в недавнем прошлом, спрос на нефть восстанавливается после падения, вызванного COVID-19, и выходит на плато в начале 2020-х годов. Падение спроса на нефть в ближайшие 30 лет в рамках этого сценария составит 10%.
В двух других сценариях - "быстром" (Rapid) и "чистом" (Net Zero), предусматривающих более активные меры по борьбе с изменением климата по сравнению с "обычным", спрос на нефть так и не восстанавливается после падения в результате пандемии коронавируса.
"Быстрый" сценарий предполагает падение спроса на нефть на 55% в ближайшие 30 лет, "чистый" - на 80%. Таким образом, уровень 2019 года - 100 млн баррелей в сутки (б/с) - останется пиком потребления нефти.
Прогнозы снижения спроса на нефть обусловлены, в частности, ожиданиями повышения эффективности автомобильных перевозок и их электрификации, отмечают в BP. Во всех трех сценариях использование нефти на транспорте достигает пика в середине-конце 2020-х годов. Доля нефти в удовлетворении спроса на транспорте падает с более чем 90% в 2018 г. до примерно 80% к 2050 году в "обычном", до 40% в "быстром" и всего до 20% в "чистом" сценариях.
Сценарий нулевых выбросов или "чистый" предполагает, что меры на уровне государств будут дополняться значительными изменениями в поведении и предпочтениях общества и потребителей. В частности, речь идет о широком распространении экономики замкнутого цикла, совместного потребления, а также о переходе на низкоуглеродные источники энергии.
Как Литва снизила импорт газа из России и цену на газ
В прошлом месяце «Казправда» опубликовала статью Ляззат Киинова о цене на газ и необходимости повышения цен. Обоснованием для данной необходимсти стало устаревание существующей газовой инфраструктуры и необходимость модернизации мощностей. Как утверждал автор, в противном случае могут возникнуть проблемы с безопасностью и дефицит газа. Я полностью согласен с тем, что безопасность - это первое и главное, но вот на счет дефицита газа сомневаюсь. Тем не менее, эта история мне напомнила случай с ценой на газ в Литве, и мой сегодняшний пост будет об этом.
Литва, в отличие от Казахстана, не имеет ресурсов в виде нефти и газа, а ее энергетический сектор в значительной степени зависит от импорта ископаемого топлива. На протяжении многих десятилетий «Газпром» был единственным поставщиком газа. Ситуация изменилась, когда Литва приняла новую стратегию энергетической независимости в 2012 году. Одной из стратегических инициатив было строительство собственного плавучего хранилища и терминала регазификации сжиженного природного газа и второго газопровода. Завершение этих проектов позволило стране приобрести природный газ на международном рынке, устранив монополию в этом секторе и создав конкуренцию.
Терминал под названием «Клайпеда», что означает «независимость», был завершен в 2014 году и сдан в эксплуатацию в 2015 году. Стоимость строительства составила около 128 млн долларов США, в основном за счет средств государства. Терминал может повторно газифицировать 4 млрд кубометров газа и может увеличить мощность до 5,4 млрд кубометров к 2021 году. Текущее годовое потребление газа Литвой составляет 2,2 млрд кубометров.
В том же году, когда строительство терминала было завершено, Литва отменила переговоры с «Газпромом» о долгосрочном контракте, по которому цену на газ планировалось повысить на 20%. В результате создания альтернативного маршрута импорта газа «Газпром» согласился снизить цену на газ на 23% и сократить объем поставки вдвое. Оставшаяся половина теперь поставляется норвежской компанией Equinor СПГ по долгосрочному контракту. Equinor может полностью поставить 4 млрд куб. м газа в год. Кроме того, Литва теперь может покупать СПГ у любого поставщика в дополнение к существующим обязательствам перед Equinor.
Избыток газа может быть экспортирован в страны Прибалтики и Скандинавии с помощью трубопроводов Балтиконнектор и GIPL. С таким планом Литва станет региональным центром СПГ.
Ценовой эффект: в 4 квартале 2014 года цена на газ в Литве за тысячу кубометров составила 408 евро, цена поставки Газпрома - 394 евро. С 2015 года цены на литовский газ снизились до 200 евро в связи со снижением мировых цен на нефть и запуском терминала регазификации СПГ.
Технологии: Литва стала пятой страной в мире, применившей технологию плавучего хранения и регазификации сжиженного природного газа.
Для чего я все это рассказываю? Мораль сей басни такова, что расторжение контракта с Газпромом и установка терминала для СПГ были очень успешной долгосрочной стратегией для энергетической независимости страны.
В связи с чем, я все же спешу не согласиться со стратегией повышения цен на газ на внутреннем рынке. Намного дальновиднее с точки зрения ситуации в Казахстане, последовать примеру Литвы и разработать альтернативную стратегию. На мой взгляд она должна выражаться в следующих шагах:
1) Новые или дополнительные переговоры с заинтересованными странами по поводу изменения маршрутов поставок;
2) Унификация экспортной цены на газ. Казахстан ставит разные цены на газ для разных стран, которые могут варьироваться в диапазоне от 15 до 200 $ за кубометр. Выгоднее установить единую планку на мой взгляд;
3) После унификации можно задуматься о повышения цен на экспорт газа в целом;
4) Увеличение добычи газа.
Буду рад услышать Ваше мнение на этот счет в чате.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
В прошлом месяце «Казправда» опубликовала статью Ляззат Киинова о цене на газ и необходимости повышения цен. Обоснованием для данной необходимсти стало устаревание существующей газовой инфраструктуры и необходимость модернизации мощностей. Как утверждал автор, в противном случае могут возникнуть проблемы с безопасностью и дефицит газа. Я полностью согласен с тем, что безопасность - это первое и главное, но вот на счет дефицита газа сомневаюсь. Тем не менее, эта история мне напомнила случай с ценой на газ в Литве, и мой сегодняшний пост будет об этом.
Литва, в отличие от Казахстана, не имеет ресурсов в виде нефти и газа, а ее энергетический сектор в значительной степени зависит от импорта ископаемого топлива. На протяжении многих десятилетий «Газпром» был единственным поставщиком газа. Ситуация изменилась, когда Литва приняла новую стратегию энергетической независимости в 2012 году. Одной из стратегических инициатив было строительство собственного плавучего хранилища и терминала регазификации сжиженного природного газа и второго газопровода. Завершение этих проектов позволило стране приобрести природный газ на международном рынке, устранив монополию в этом секторе и создав конкуренцию.
Терминал под названием «Клайпеда», что означает «независимость», был завершен в 2014 году и сдан в эксплуатацию в 2015 году. Стоимость строительства составила около 128 млн долларов США, в основном за счет средств государства. Терминал может повторно газифицировать 4 млрд кубометров газа и может увеличить мощность до 5,4 млрд кубометров к 2021 году. Текущее годовое потребление газа Литвой составляет 2,2 млрд кубометров.
В том же году, когда строительство терминала было завершено, Литва отменила переговоры с «Газпромом» о долгосрочном контракте, по которому цену на газ планировалось повысить на 20%. В результате создания альтернативного маршрута импорта газа «Газпром» согласился снизить цену на газ на 23% и сократить объем поставки вдвое. Оставшаяся половина теперь поставляется норвежской компанией Equinor СПГ по долгосрочному контракту. Equinor может полностью поставить 4 млрд куб. м газа в год. Кроме того, Литва теперь может покупать СПГ у любого поставщика в дополнение к существующим обязательствам перед Equinor.
Избыток газа может быть экспортирован в страны Прибалтики и Скандинавии с помощью трубопроводов Балтиконнектор и GIPL. С таким планом Литва станет региональным центром СПГ.
Ценовой эффект: в 4 квартале 2014 года цена на газ в Литве за тысячу кубометров составила 408 евро, цена поставки Газпрома - 394 евро. С 2015 года цены на литовский газ снизились до 200 евро в связи со снижением мировых цен на нефть и запуском терминала регазификации СПГ.
Технологии: Литва стала пятой страной в мире, применившей технологию плавучего хранения и регазификации сжиженного природного газа.
Для чего я все это рассказываю? Мораль сей басни такова, что расторжение контракта с Газпромом и установка терминала для СПГ были очень успешной долгосрочной стратегией для энергетической независимости страны.
В связи с чем, я все же спешу не согласиться со стратегией повышения цен на газ на внутреннем рынке. Намного дальновиднее с точки зрения ситуации в Казахстане, последовать примеру Литвы и разработать альтернативную стратегию. На мой взгляд она должна выражаться в следующих шагах:
1) Новые или дополнительные переговоры с заинтересованными странами по поводу изменения маршрутов поставок;
2) Унификация экспортной цены на газ. Казахстан ставит разные цены на газ для разных стран, которые могут варьироваться в диапазоне от 15 до 200 $ за кубометр. Выгоднее установить единую планку на мой взгляд;
3) После унификации можно задуматься о повышения цен на экспорт газа в целом;
4) Увеличение добычи газа.
Буду рад услышать Ваше мнение на этот счет в чате.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
Самые богатые страны мира
Сайт Howmuch.net создает уникальную, красивую и простую для понимания инфографику, которая помогает лучше понять бизнес процессы в мире. Тут есть материал на тему инвестиций, монетарной политики, недвижимости, торговли, криптовалюты, рынка труда и многое другое. 2 дня назад вышел новый материал о самых богатых странах мира в 2020 году. Инфографика основана на данных МВФ о показателях ВВП на душу населения по паритету покупательной способности (ППС). Визуализация разбивает данные по странам, регионам и материкам. Как Вы уже поняли, данный материал привлек мое внимание.
И так. Всего в списке 192 страны. Первая десятка самых богатых стран предсказуемо состоит из стран богатых нефтью и газом - Катар (1-е), Бруней (6-е), Норвегия (7-е), ОАЭ (8-е) и Кувейт (9-е). Казахстан при этом в эту десятку очевидно не входит. Более того, он занимает 57-е место среди 192 стран.
Давайте разбираться почему Казахстан так далеко от этой десятки, хотя по объему добычи нефти в мире Казахстан занял 12 место в прошлом году согласно статистическим данным BP за 2019 год. С технической стороны, Казахстан в настоящее время добывает больше нефти, чем Катар, Норвегия и Бруней. И добывает больше газа, чем Бруней и Кувейт. Поскольку мы говорим о ВВП на душу населения, численность играет здесь такую же важную роль. По численности населения Казахстан вдвое больше ОАЭ, в три раза больше Норвегии, в четыре раза больше Катара, в шесть раз больше Кувейта, и в сорок раз больше Брунея. Помимо этого, надо также учитывать, что вышеуказанные ведущие страны добывают в основном нефть и газ. В то время как Казахстан, помимо нефти и газа, добывает уголь, уран, золото, металлы и производит сельскохозяйственную продукцию. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Сайт Howmuch.net создает уникальную, красивую и простую для понимания инфографику, которая помогает лучше понять бизнес процессы в мире. Тут есть материал на тему инвестиций, монетарной политики, недвижимости, торговли, криптовалюты, рынка труда и многое другое. 2 дня назад вышел новый материал о самых богатых странах мира в 2020 году. Инфографика основана на данных МВФ о показателях ВВП на душу населения по паритету покупательной способности (ППС). Визуализация разбивает данные по странам, регионам и материкам. Как Вы уже поняли, данный материал привлек мое внимание.
И так. Всего в списке 192 страны. Первая десятка самых богатых стран предсказуемо состоит из стран богатых нефтью и газом - Катар (1-е), Бруней (6-е), Норвегия (7-е), ОАЭ (8-е) и Кувейт (9-е). Казахстан при этом в эту десятку очевидно не входит. Более того, он занимает 57-е место среди 192 стран.
Давайте разбираться почему Казахстан так далеко от этой десятки, хотя по объему добычи нефти в мире Казахстан занял 12 место в прошлом году согласно статистическим данным BP за 2019 год. С технической стороны, Казахстан в настоящее время добывает больше нефти, чем Катар, Норвегия и Бруней. И добывает больше газа, чем Бруней и Кувейт. Поскольку мы говорим о ВВП на душу населения, численность играет здесь такую же важную роль. По численности населения Казахстан вдвое больше ОАЭ, в три раза больше Норвегии, в четыре раза больше Катара, в шесть раз больше Кувейта, и в сорок раз больше Брунея. Помимо этого, надо также учитывать, что вышеуказанные ведущие страны добывают в основном нефть и газ. В то время как Казахстан, помимо нефти и газа, добывает уголь, уран, золото, металлы и производит сельскохозяйственную продукцию. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
А теперь представляем себя знатоками из «Что? Где? Когда?». Внимание вопрос.
Почему при всех вышеописанных фактах, Казахстан находится на 57 месте в данном рейтинге?
Почему при всех вышеописанных фактах, Казахстан находится на 57 месте в данном рейтинге?
Anonymous Poll
2%
Мы еще молодое государство. Все будет хорошо.
8%
Отсутствие доступа к морю.
19%
Неэффективное использование природных ресурсов.
71%
Коррупция, коррупция и еще раз коррупция.
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
Страны-лидеры по добыче нефти за 1965-2018 гг. в баррелях в сутки © 2020 [Oil & Gas Analytics]