Перспективы "сланцевой революции" в России

[Симонян Геворг Саркисович]

Живучие сланцы: почему нефтяная отрасль США выдержит обвал цен

В понедельник один из самых влиятельных на сырьевом рынке банков Goldman Sachs существенно – на $20–33 – понизил прогнозы по мировым ценам на нефть. Аналитики банка прогнозируют, что средняя цена Brent в 2015 году составит $50,4, а в 2016 году – $70 (ранее банк ожидал $83,8 и $90 соответственно). Американская нефть WTI, согласно новому прогнозу Goldman Sachs, будет стоить в среднем $47,1 в 2015 году и $65 в 2016 году (вместо прежних оценок в $73,8 и $80). ....
Чуть более оптимистичны на этот год аналитики Societe Generale и Deutsche Bank: 9 января они написали, что среднегодовая цена Brent составит $55 за баррель (Societe Generale) и $59,4 (Deutsche Bank). ...
Получается, инвестбанки ожидают, что глобальный эталон Brent будет стоить в среднем менее $60 в 2015 году.

The National Interest: нефть может подорожать быстрее, чем подешевела

     Дисбаланс спроса и предложения – не единственный фактор, который повлиял на снижение цен на нефть. Ключевое значение по-прежнему имеет фактор геополитических рисков, пишет в статье для The National Interest ведущий экономист инвестиционной компании Lord Abbett Милтон Эзрати.
     Обвал цен на нефть, по мнению экономиста, вызван не только высоким предложением и низким спросом — на снижение цен повлиял и геополитический фактор. Первоначальные опасения, связанные с продвижением "Исламского государства", кризисом на Украине, переговорами с Ираном, во многом рассеялись, поскольку на мировых поставках эти риски не отразились, считает Эзрати.
      Однако, полагает экономист, страх геополитических кризисов, скорее всего, вернется и спровоцирует внезапный резкий рост цен.
Хотя, по оценке Эзрати, тенденция к снижению цен может несколько затянуться, рынок неизбежно вернется к сбалансированному положению и цены подойдут к уровню $60 за баррель, что отражает соотношение спроса и предложения. Но если возникнет угроза серьезных геополитических потрясений, нефть подорожает еще больше
РИА Новости http://ria.ru/economy/20150114/1042580424.html#ixzz3OpaV0rhn

[Симонян Геворг Саркисович]

"Роснефть" приступила к экспериментальной добыче сланцевого газа на Ямале

[/size]
     Как отмечал Министр природных ресурсов и экологии Российской Федерации С.Е. Донской на состоявшемся во ВСЕГЕИ в октябре прошлого года Совещании по нетрадиционным источникам углеводородного сырья, - «тема освоения нетрадиционных источников УВ сырья является приоритетной для отрасли и нашей страны в целом, но ее разрешение не возможно без развития инновационных технологий, внедрение и использование которых придаст серьезный импульс для развития различных отраслей промышленности». О необходимости выполнения таких работ, мерах их экономического стимулирования и организационного воплощения говорилось на многих представительных совещаниях истекающего года. Поэтому большой интерес СМИ вызвало недавнее сообщение о том, что НК "Роснефть" приступила к экспериментальной добыче трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) газа туронской залежи на Харампурском месторождении, расположенном на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Первый добытый газ уже поступает на дожимную компрессорную станцию Харампурского месторождения, сообщили Накануне.RU в пресс-службе компании. Для добычи ТРИЗов компания запустила инновационный проект "Выбор и разработка технологии освоения низкопроницаемых газовых залежей Турона". Площадкой для реализации инновационного проекта стало предприятие "РН-Пурнефтегаз".
"В ходе научно-исследовательской работы, проведенной "РН-УфаНИПИнефть", были разработаны методики и технологии освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами газа, рекомендованные для последующих испытаний на опытном участке Харампурского месторождения. Для выбора эффективного способа добычи произведены опытно-промышленные работы, в ходе которых были пробурены три скважины различной конструкции, а также проведен широкий комплекс исследовательских работ", - сообщили в компании.
   Следует отметить, что туронские пласты характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что делает малоэффективной их разработку традиционными способами. По сведениям sever-press.ru, запасы газа Харампурского месторождения составляют более тридцати процентов всех запасов голубого топлива НК «Роснефти» на Ямале.
Источник - Издательско-выставочный центр ВСЕГЕИ
http://www.hge.spbu.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=4823:rosneft-pristupila-k-eksperimentalnoj-dobyche-slantsevogo-gaza-na-yamale&catid=40&Itemid=88

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Мы делали проекты по Харампуру, там классические сдвиговые зоны и сильная неоднородность по всем параметрам, обусловленная мелкоблоковым строением присдвиговых зон. Для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нужно использовать нетрадиционные методы геологической интерпретации из арсенала технологий работ с объектами, осложненными сдвиговыми деформациями, включая математическое моделирование напряженно-деформированного состояния горных пород в объеме куба сейсмических построений.

Последняя технология - единственная, которая в производственном режиме обеспечивает детальное картирование в объеме куба 3D областей сжатия, растяжения (разуплотнения) и повышенной трещиноватости для выделения участков и интервалов с высокими емкостно-фильтрационными свойствами (так называемые Sweet Spots) и проектирования высокопродуктивных скважин.

Для Роснефти на Северо-Губкинском м-нии мы делали такую работу, на Харампуре и на всех объектах, где работают с трещинными и низкопроницаемыми коллекторами такие работы нужно делать, если компании хотят снизить затраты и себестоимость продукции. А бурить квадратно-гнездовым способом сотни скважин и рвать в них пласты, чтобы получить хоть какие-то крохи - ума не надо.

Затратные технологии в ГРР пришли к нам от америкосов, которым нужно получать сверхприбыли и обирать наши компании за счет внедрения своих сверхдорогих сервисов. А наши и рады купиться на мякину, вместо того, чтобы развивать отечественный интеллектуальный сервис.

[Карпов Валерий Александрович]

И, как представляется, особый эффект должен быть на "бажене" с АВПД.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Вот как выглядит накопленная добыча на материалах 2Д и 3Д:

[Симонян Геворг Саркисович]

Chevron прекращает разведку сланцевого газа в Польше

   
     В субботу-31.01.2015г. энергетическая компания Chevron объявила о прекращении разведки сланцевого газа в Польше. Ранее разведку сланцевого газа в Польше также прекратили такие компании, как Exxon Mobil и Total. Тем временем в США была прекращена работа на 94 буровых установках, а за последние два месяца — на 352. При нынешних ценах на нефть добыча на некоторых американских скважинах уже перестала приносить прибыль.
Как сообщила вчера американская энергетическая компания Chevron, она прекращает разведку сланцевого газа в Польше. Польское подразделение Chevron «приняло решение прекратить деятельность по сланцевому газу в Польше, так как возможности здесь больше не могут успешно конкурировать с другими возможностями в глобальном портфеле Chevron». Ранее энергетические компании Exxon Mobil, Total и Marathon Oil также сообщили о прекращении разведки сланцевого газа в Польше.
     По мнению экспертов, дело тут не только в том, что энергетические компании сейчас находятся в сложной ситуации из-за падения цен на нефть, но и в том, что уже после начала разведки сланцевого газа в Польше оценки запасов газа тут были понижены, кроме того, оказалось, что его добыча сложнее, чем ожидалось ранее. Кроме того, в стране не разрешена ситуация с одобрением добычи местными регуляторами. Добыча сланцевого газа находится под запретом во многих странах Европы, в первую очередь из-за предполагаемых экологических рисков.
https://news.mail.ru/economics/20920020/

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Карпов пишет: "И по бажену куча проблем, а учитывая приведенный ниже тренд, решение их становится все более актуальным".

Минимальная рентабельность:
- баженовской нефти - 85 долл./барр;
- арктической нефти - 150 долл./барр;
- сланцевой нефти - 48 долл./барр (по другим источникам - 60-65 долл./барр).

Как видим, перспективы арктической нефти умерли вместе с планировавшимися 400 млрд. доллоровыми вложениями Роснефти на освоение арктического шельфа до 2020 года. Это незнадежное для России направление на ближайшую перспективу.

Баженовская нефть не имеет шансов для активного освоения по тем же причинам, нерентабельна ее добыча при отсутствии технологий. Мы могли бы вывести это направление в стране на уровень рентабельных при принятии на вооружение технологий прямых поисков и бурения в высокопродуктивных зонах (Sweet Spots), что мы можем и, что наши компании должны срочно брать на вооружение.

Сланцевая нефть - губительная для России провокация при нынешних ценах, да и при той обеспеченности традиционными запасами в стране. Альтернативная глубинная нефть снимает все эти препятствия и обеспечивает рентабельность работ при ценах на нефть существенно ниже существующих.

Это уже серьезно, и отмахиваться от нас - себе во вред. Ждем перемен, они уже близко.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Пришло время, когда нужно серьезно заниматься разработкой методики оценки запасов

Интервью С.Д. Донского
http://neftegaz.ru/analisis/view/7989



Россия обладает огромными запасами трудноизвлекаемой нефти. До сегодняшнего дня эти запасы остаются практически невостребованными, хотя первые попытки разработать технологии их добычи были еще в 70-х годах прошлого века. О будущем развитии добычи трудноизвлекаемой нефти и том, что для этого может сделать государство, BG рассказал министр природных ресурсов и экологии РФ СЕРГЕЙ ДОНСКОЙ.

BUSINESS GUIDE: Сейчас много говорят о росте добычи сланцевой нефти в США и других странах, о пике добычи сланцевого газа. Какова ситуация со сланцевой нефтью в России, как давно у нас изучают такие месторождения?

СЕРГЕЙ ДОНСКОЙ: Сам по себе термин "сланцевая нефть" введен в оборот американскими геологами и подразумевает добычу из сланца. Использовать его у нас не вполне корректно. В СССР в 1970-е годы применялась более точная терминология - "трудноизвлекаемые нефти". В 1970-х годах у нас пытались учесть трудноизвлекаемые нефти в классификации запасов, начинать крупномасштабные исследования, отрабатывать технологические подходы. В частности, было создано специальное НПО "Нефтеотдача".
Речь идет не только о сланцах, но и о глинистой нефти, других нефтематеринских породах - баженитах, хадумитах, доманикитах, которые ранее не рассматривались как промышленные объекты. С развитием технологий все активнее ведется разработка месторождений, ранее считавшихся трудноизвлекаемыми. Теперь их начинают рассматривать как рентабельные и вовлекают в добычу.
В первую очередь потому, что на американском рынке появился тренд по вовлечению в добычу новых объектов. Отработанные на газосодержащих сланцах технологии гидроразрыва пласта и горизонтального бурения стали с успехом применяться для добычи нефти из нетрадиционных коллекторов. Сегодня в России также ведутся разведочные и добычные работы и по баженовской свите, и по хадумитам.

BG: Какова оценка российских запасов трудноизвлекаемой нефти?

С. Д.: Например, запасы по баженовской свите, по данным государственного баланса на начало 2012 года, составляли 501 млн тонн (284 млн тонн по категориям A, B и C1 и 217 млн тонн по категории C2). Большая часть запасов находится в нераспределенном фонде недр - 368 млн тонн, на балансе добывающих предприятий - 133 млн тонн. Основная часть этих запасов находится в Ханты-Мансийском АО (489 млн тонн). Из этих отложений в 2011 году было добыто всего 512 тыс. тонн, то есть пока ведутся лишь опытные работы. Более половины от этого количества - 361 тыс. тонн - было добыто "Сургутнефтегазом" на Ай-Пимском месторождении.
Можно говорить, что эти запасы в настоящее время разрабатываются, но темпы разработки, конечно, низкие.
Следует отметить, что трудноизвлекаемая нефть ранее никогда не учитывалась. Хотя первые притоки баженовской нефти на Салымском месторождении были получены еще в 1967 году, они составляли всего 5 кубометров в сутки, то есть это был чистый эксперимент. На тот момент и в мире не было опыта поиска и подсчета таких запасов, не был отработан подход по оценке месторождений.
Первые оценки запасов по баженовской свите у нас появились в 1970-х годах, но до сих пор не был сформирован общий подход к методике. Поэтому диапазон оценок запасов трудноизвлекаемых нефтей очень широкий. К примеру, Минэнерго недавно оценивало их в 22 млрд тонн, в то время как известный новосибирский геолог Иван Нестеров давал оценку свыше 120 млрд тонн. Полагаю, что сейчас пришло время, когда нужно серьезно заниматься разработкой методики оценки запасов и в России.

BG: Нужно разрабатывать собственную методику или можно адаптировать какие-то зарубежные подходы?

С. Д.: Международный опыт надо изучать, чтобы не оказаться в стороне от мировых трендов. Но нужно разрабатывать и собственные подходы. Сейчас специалисты Минэнерго и Минприроды изучают возможность разработки собственных подходов и адаптации мирового опыта в рамках пилотных проектов по добыче сырья из нетрадиционных источников.

G: Что сейчас мешает наладить активную добычу трудноизвлекаемой нефти в России?

С. Д.: Во-первых, значительные запасы нефти из традиционных источников. Во-вторых, нехватка технологий. Пока не ясна геология баженовских месторождений и не всегда профессионалы могут определить подход для эффективной разработки таких объектов. Коллеги рассказывали, что буквально рядом бурятся две скважины, но по одной скважине ожидаемый приток нефти есть, а по другой - нет. То есть пока из-за отсутствия необходимых технологий специалисты не всегда могут точно спрогнозировать результат. Еще нужны дополнительные исследования, в том числе государственные механизмы стимулирования на стадии тестирования технологий разработки месторождений. Кстати, подобный подход использовался за рубежом: именно государство начинало программы по трудноизвлекаемым запасам, а уже потом подтягивались частные компании (впрочем, в США государство и бизнес часто шли наперегонки). И здесь успех может привести к революции, аналогичной той, что уже произошла в сланцевом газе.
У нас есть нефтяные компании, которые применяют собственные технологии, есть ряд проектов с привлечением иностранных инвесторов и специалистов. Например, "Роснефть" подписала соглашение с Exxon по разработке баженовской свиты. Кроме того, есть ЛУКОЙЛ с его дочерней структурой РИТЭК, разрабатывающей технологию внутрипластового горения, "Сургутнефтегаз", "Татнефть", занимающаяся высоковязкими нефтями. Можно говорить и о "Зарубежнефти", в структуру которой вошло НПО "Нефтеотдача". В конце прошлого года о своем намерении заниматься трудноизвлекаемыми нефтями объявила и "Газпром нефть".

BG: Технологии у западных компаний более развиты?

С. Д.: Да. У наших компаний вопрос о разработке месторождений трудноизвлекаемой нефти остро не стоял: хватало традиционных запасов. Нетрадиционные запасы рассматривались в исключительных случаях, на долгосрочную перспективу.
BG: Разработка сланцевого газа в США фактически произвела революцию, резко увеличив предложение на рынке. Со сланцевой нефтью такого пока не произошло. В чем причина?

С. Д.: На самом деле за четыре года добыча нефти в США выросла почти вдвое - с примерно 200 млн тонн до 361 млн тонн. В основном за счет того, что технологии, апробированные на сланцевом газе (гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение и т. д.), стали применяться и к нефтесодержащим сланцам. А дальше включается эффект масштабирования. Немаловажна и поддержка государства, особенно на начальной стадии. И в США, и, например, в Норвегии на начальной стадии (в 1970-1990-х годах) государство помогало бизнесу развивать пилотные технологии. Затем уже переходили от прямого бюджетного финансирования к косвенному, например через налоговые льготы.

BG: Следует ли ожидать в ближайшее время, например в течение пяти лет, заметного роста добычи трудноизвлекаемой нефти и в России?

С. Д.: В этот период вряд ли. Даже для того, чтобы начать обустройство инфраструктуры, этого времени не хватит. Скорее здесь речь идет о сроках порядка десяти лет. Конечно, объем добычи трудноизвлекаемой нефти в России постепенно будет расти, но не такими темпами, как в США. Хотя, я думаю, и у американцев все не так уж быстро будет развиваться. У нас есть еще значительное количество остаточных запасов традиционной нефти, которые надо отрабатывать.

BG: Насколько я понимаю, сейчас нефтяники по-прежнему выбирают скорее месторождения легкодобываемой нефти, даже если они находятся в неосвоенных районах, а не высоковязкую нефть на территориях, где уже есть инфраструктура?

С. Д.: Здесь все упирается в экономику и риски. Если у нефтяников есть возможность традиционными методами разрабатывать месторождение, то это им проще, чем внедрять новые технологии на таких сложных объектах, как бажениты. Но если месторождение легкой нефти в труднодоступном месте и к нему надо тянуть инфраструктуру, то его экономика будет запредельной. В этой ситуации разработка месторождения трудноизвлекаемой нефти, например низкопористых сланцев, расположенного в районе с существующей инфраструктурой, может оказаться более выгодной. В Западной Сибири уже есть инфраструктура (не нужно далеко тянуть трубу). Там при наличии соответствующего опыта нефтяники будут обращать внимание на трудноизвлекаемую нефть. Хотя, конечно, разработка таких месторождений по сравнению с обычными потребует увеличения объема инвестиций.

BG: У нас также планируется введение налоговых льгот для месторождений трудноизвлекаемой нефти?

С. Д.: Сейчас Минфин, Минэнерго и Минприроды участвуют в подготовке таких преференций. В зависимости от проницаемости пласта будут устанавливаться понижающие коэффициенты к НДПИ, вводиться более щадящая система налогообложения. Уже в скором времени этот законопроект должен быть внесен в правительство. Кроме того, закон о недрах позволяет проводить пилотные проекты на специальных полигонах для отработки технологий, которые потом можно будет распространять на частные компании. Мы рассматриваем такую возможность как одну из форм прямого участия государства.

BG: Речь идет о прямом бюджетном финансировании таких разработок?

С. Д.: Есть вариант, когда консорциум нефтяных компаний при участии государства отрабатывает технологию, а потом начинает ее использовать.

BG: Критики новых технологий добычи сланцевых углеводородов говорят о том, что новые технологии могут негативно сказываться на окружающей среде или даже повышать риски землетрясений. Какова позиция Минприроды по этому вопросу?

С. Д.: Да, в ряде стран экологические риски (загрязнение подземных вод, парниковый эффект и т. д.) привели к запрету добычи сланцевой нефти. Но, во-первых, Европа, где вводились такие запреты, является густонаселенной территорией. В менее населенных районах риски меньше. Во-вторых, технологии развиваются. В США в качестве реагентов, используемых при гидроразрыве пласта, применяют специальные гели, позволяющие уменьшить загрязнение подземных вод. Варианты снижения негативного влияния технологий на экологию сейчас прорабатываются во всем мире, в том числе в России.

BG: Добыча трудноизвлекаемой сланцевой нефти возможна только при высоких ценах на нее. Каковы ценовые ориентиры, делающие выгодным развитие таких месторождений?

С. Д.: По расчетам, сделанным в 2012 году, если мы учитываем, например, рентабельность в 15%, то нефтеносные песчаники могут разрабатываться при цене на нефть в $77 за баррель. Битуминозные пески - в районе $100 за баррель. Для сравнения отмечу, что сверхглубоководные месторождения традиционной нефти можно осваивать при цене около $80 за баррель сырой нефти. Отработка сланцевой нефти будет выгодной примерно в таком же ценовом диапазоне.

[Карпов Валерий Александрович]

Из http://naen.ru/journ...rnala/2015/198/
 
Ю.П. Ампилов
Наступит ли время реальной «сланцевой» нефтегазодобычи в России?
 
"Из данного краткого экономического обзора ясно, что в текущей ситуации российская сланцевая нефть будет нерентабельной в настоящее время и в ближайшем будущем.
Исключение могут составить только месторождения, находящиеся неподалеку от какого-нибудь российского НПЗ, работающего для внутреннего рынка. Но такие найти очень трудно, да и емкость внутреннего рынка в условиях кризиса невелика, а цены не слишком привлекательны."
 
Почему же за бугром иначе?

[Карпов Валерий Александрович]

АЛЕКСАНДР ХУРШУДОВ: Затоваривание нефтяного рынка поставило в катастрофическое положение американские сланцевые компании
printer.gif
clock.gif28/03/2015 07:55
 
Hurshudov.jpg Москва. Коммерческие запасы нефти в США увеличились за неделю (с 16 по 20 марта) на 8,2 млн баррелей и составили 466,7 млн баррелей. Об этом говорится в отчете Минэнерго США. Ранее эксперты прогнозировали рост коммерческих запасов на 5,133 млн баррелей.

Новость комментирует постоянный эксперт АНГИ Александр Хуршудов:
- Действительно за последние 4 месяца рост коммерческих запасов нефти и нефтепродуктов в США резко ускорился, и совершенно необходимо разобраться в причинах этой ситуации. Давайте посмотрим динамикудобычи и переработки нефти за последние два года, она показана на рис.1.
ris1.jpg
Рис. 1.
 
Добыча нефти за этот период выросла на 2,1 млн барр./сут, главным образом, за счет трудноизвлекаемых (сланцевых) запасов. А вотимпорт нефти сократился лишь на 1 млн барр./сут. Почему не больше?
А дело в том, что крупные американские компании собирают свою нефть со всего мира, и часто она достается им там дешевле, чем в США. К примеру, в прошлом году США импортировали 16 млн т нефтииз России. Это, главным образом, доля Exxon Mobil в Сахалинском проекте. Он выполняется по СРП, первоначальные инвестиции там уже окупились, а текущие затраты малы. Вот почему при солидном росте собственной добычи США все еще импортируют 40 % потребляемой нефти.
Производство нефтепродуктов выросло на 1,6 млн барр/сут. Часть нефтепродуктов американцы экспортируют в Канаду и Мексику, она увеличилась на 0,6 млн барр./сут. Таким образом за прошедшие два года потребление нефтепродуктов в самих США возросло на 1-1,1 млн барр./сут. А до этого оно в течение 8 лет снижалось и в те годы сократилось на 2 млн барр./сут. Что же изменило ситуацию?
Я вижу только одну причину: крупным потребителем нефтепродуктов стала сама «сланцевая» индустрия. Мощность буровых станков 0,7-1,3 МВт, количество этих станков к середине прошлого года выросло почти до двух тысяч. При операциях многоступенчатого гидроразрыва используется до 1000 т песка, до 15 тыс. кубов воды, и все это надо привезти, закачать в скважину, потом извлечь обратно и утилизировать закачкой в подземные горизонты. Вывоз добытой нефти тоже часто производится автоцистернами и далее по железной дороге. Разумеется, затраты энергии можно было бы снизить путем строительства трубопроводов (отчасти так и делается), но высокая конкуренция за сланцевые участки требует быстрой окупаемости, поэтому – возят, избегая роста капитальных затрат.
Кратко поясню, что представляют собой коммерческие запасы нефти и нефтепродуктов.
Статистика в США поставлена прекрасно. Каждая компания, имеющая в конце недели в своем хозяйстве более 500 барр. нефти (бензина, керосина или дизтоплива), должна сообщить об этом в агентство EIA,которое сводит суммы для всеобщего пользования.
Примечание: в США есть еще СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЗАПАСЫ нефти. Они составляют 690 млн барр., хранятся в соляных шахтах и практически не меняются.
При стабильном нефтяном рынке величина коммерческих запасов колеблется в обе стороны в пределах плюс/минус 2,5 %. Отклонения обычно связаны с динамикой морских перевозок.
ris2.jpg Пришли за неделю три лишних танкера – запасы выросли на 6 млн барр. Закрыл шторм или циклон морские порты – упали нефтяные запасы. А запасы нефтепродуктов – дело сезонное, летом более дефицитен бензин для отпускников, зимой – дизтопливо для отопления домов. На прогнозах запасов резвятся два десятка аналитиков, их бурно обсуждают, время от времени пугают цифрами биржу, она привычно шарахается. Два прошедших года все так и происходило, даже двукратное падение нефтяных цен вплоть до декабря на коммерческие запасы НИКАК не повлияло (рис.2), в сумме они составляли 700 млн баррелей. А потом ситуация изменилась.
Рис. 2

За 4 последних месяца суммарные запасы нефти и нефтепродуктов увеличились на целых 126 млн барр. (18%). Стабильность рынка резко нарушилась. Самое любопытное, что линия роста   ris3.jpg запасов зеркально отображает кривую сокращения действующих буровых станков (рис.3).

Рис. 3

Экономия нефти в размере 126 млн барр. за 4 месяца соответствует 1 млн барр/сут. Теперь понятно, кто употреблял эту нефть раньше? Та самая тысяча буровых станков, которые сейчас остановлены, а также пробуренные ими скважины и их промысловая инфраструктура.
Затоваривание нефтью поставило в катастрофическое положение американские сланцевые компании. Сначала они не могли остановить бурение, потому что были связаны контрактами с подрядчиками и владельцами земель. Сейчас они не могут сократить добычу, так как надо возвращать ранее взятые кредиты. Но в прошлом году у них были надежды на рост нефтяных цен. Теперь эти надежды придется отложить: при избытке нефти придется ждать не менее полугода, пока сланцевые скважины сами истощатся. Раньше цена WTI существенно не поднимется.
Положение сланцевых компаний могла бы спасти организация поставок нефти на экспорт (сейчас экспорт нефти из США запрещен законом). Но шансы изменить закон в нынешнем году практически нулевые, ибо ему противостоит мощное лобби перерабатывающих заводов. К тому же сланцевые скважины быстро истощаются и переходят на газ с конденсатом, смесь легкой нефти с газовым конденсатом летуча, ее пары взрывоопасны и для дальних перевозок эту нефть придется дополнительно дегазировать. Это опять затраты.
Крупные нефтяные компании чувствуют себя намного лучше. У них основная доля прибыли формируется от переработки и сбыта, а эта маржа с падением нефтяных цен практически не изменилась. Для дизтоплива, например, она составляет $65-75 на баррель. Сейчас нефтяные гранды внимательно следят за состоянием «покорителей сланцевых плев», чтобы вовремя скупить их вместе с потрохами. Клиенты для этого уже созрели, но вопрос в том, не слишком ли много у них долгов.
К многим проблемам сланцевой нефти добавилась еще одна: ее добыча весьма энергоемка. Нам, разумеется, недоступны данные статистики для точных расчетов, но из приведенных выше цифр можно сделать примерно такой вывод: из двух баррелей сланцевой нефти один употребляют ее добытчики. Это не отобьет начисто вкуса к сланцам, но горечи им добавит изрядно.
ris4.jpg А что в Евразии? Здесь картина совершенно иная, никакого затоваривания нефтью нет. Рост потребления в ЮВА на 1,3-1,7 % в год является долгосрочным фактором. Поэтому разница между ценой Brent и WTI недавно достигала $12. На рис. 4 видно, что Brent уже второй раз пытается штурмовать верхнюю границу недельного тренда. К лету я ожидаю цену Brent в районе $70, хотя до конца года ей придется пережить и падения, и новые взлеты.

Рис. 4

Краткое резюме будет таким. Многие проблемы американцев проистекают от чрезмерной самоуверенности; в данном случае именно она помогла им второй раз наступить на сланцевые грабли….
http://www.angi.ru/
 
Это поможет не наступить на грабли нам?

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Сланцевая формация: мифы и реальность интервью заместителя генерального директора
ОАО «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ» Владимира Высоцкого.

Читать здесь: http://tatneft.ru/storage/block_editor/files/94ae888e0a6076161ddb44f8dd8735c7bc59dcdc.pdf

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Сланцевая нефть: программа будущего
Ирина Плотникова, завкафедрой геологии нефти и газа КФУ

Читать здесь: http://tatneft.ru/storage/block_editor/files/e8800e84c15f517c89abcd8d33613805cb09e31c.pdf

[Карпов Валерий Александрович]

Из №3/15 НХ

Харахинов В.В., Шлёнкин С.И., Берин М.В., Вашкевич А.А., Олюнин А.В., Шевчук Т.Н.
Новые подходы к изучению нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири

"Таким образом, локализация продуктивных участков баженовской свиты с применением инновационных технологий обработки и интерпретации данных 3D сейсморазведки
в комплексе со скважинной информацией заключается в выделении (картировании) резервуаров с открытой трещиноватостью, расположенных над активными флюидопроводящими структурами, приуроченными к дезинтегрированным зонам юрского и доюрского интервалов разреза Западно-Сибирского мегабассейна."

Т.Е., нефть в бажене и из фундамента - глубинная?

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Вся нефть в мире глубинная, залегающая и в фундаменте и в покровных четвертичных отложениях. Причем, вся нефть в мире является вторичной по отношению к местонахождению во всем интервале земной коры и имеет одинаковый возраст формирования своих скоплений: от микроскоплений (заполнение пор и трещин) до гигантских залежей (Гвахар, Атабаска, Самотлор и т.д.)

[Карпов Валерий Александрович]

Вся нефть в мире глубинная, залегающая и в фундаменте и в покровных четвертичных отложениях. Причем, вся нефть в мире является вторичной по отношению к местонахождению во всем интервале земной коры и имеет одинаковый возраст формирования своих скоплений: от микроскоплений (заполнение пор и трещин) до гигантских залежей (Гвахар, Атабаска, Самотлор и т.д.)

Какой возраст, Ахмет Иссакович?