September 22nd, 2011

СПГ Китаю в августе обходился в $363

Оригинал взят у idesperado в СПГ Китаю в августе обходился в $363
После того как цены на СПГ взлетели, как то притихли и апокалиптические прогнозы о том как нагнет Китай газпром.

Импорт сжиженного природного газа (СПГ) в Китай  сократился в августе до 1,05 млн тонн с 1,18 млн тонн в июле. Цена закупленного газа в минувшем месяце составила $495 за тонну против $433 в июле.
http://www.oilru.com/news/278850/

$495 за тонну это $363 за м3 или на 10% дешевле, чем газпром в августе поставлял газ Германии и ровно та же цена, по которой СПГ сейчас торгуется в Европе.  Интересно, Китай еще надеется выбить из газпрома $250 ?

Уроки Ливии для российских нефтегазовых компаний

Первое объяснение, которое может прийти в голову: события в Ливии, безусловно, спровоцированы нефтяным фактором, и основные участники этого конфликта — государства НАТО, и прежде всего Италия, Франция и США — конечно, рассчитывают на то, что им удастся получить гораздо более лояльное руководство и, соответственно, контролировать ливийскую нефть и увеличить ее поставки на мировой рынок.

Но бывшего ливийского диктатора нельзя назвать врагом европейцев. Более того, европейцы пошли на сделку с Каддафи, когда отказались «лепить» из него террориста и закрыли глаза на теракт в небе над Шотландией. Муамара Каддафи с удовольствием принимали в европейских столицах, а он открыто издевался над хозяевами (как было, к примеру, во время визита Каддафи во Францию, когда его издевательства над Саркози были отмечены французскими газетами). Это не мешало ЕС получать нефть от Ливии.

Конечно, сейчас можно сказать, что с новым руководством в Ливии будет проще общаться. Но повторю еще раз: нефть от Каддафи у европейцев была и так, и они во многом проекты на территории Ливии контролировали. Муамар Каддафи — это в делах не Уго Чавес: тот вообще выгнал все иностранные компании из Венесуэлы. И если сперва в Венесуэлу российские компании заходили через самого Чавеса, то, например, в Ливию попадали через иностранные компании. Так, «Газпром нефть» получила долю в проекте Elefant через Eni, а вовсе не через Каддафи. Теперь Ливия превращается в хаос. Страна будет неуправляемой, возможно, в течение нескольких лет. Не исключен даже раздел этого государства, если учесть, что там имеет место быть племенная структура.

Кстати, России хаос в Ливии только выгоден. Как ни крути, все-таки Ливия России конкурент на мировом рынке нефти и потенциально сильный конкурент на европейском рынке газа. Напомню, что Ливия в прошлом году произвела 77,5 млн тонн нефти, и почти все было поставлено на экспорт. Это довольно серьезные объемы. По газу ситуация более благоприятная: Ливия поставляла в 2010 году чуть менее 10 млрд кубометров газа в Италию и символический объем СПГ в Испанию, но это потенциально был крупный производитель. Италия при помощи ливийского фактора в том числе добилась уступок по контрактам у «Газпрома». Таким образом, убирая Ливию на несколько лет с энергетической карты мира, мы получим определенные бонусы.

На основании чего мы предполагаем, что в течение нескольких лет Ливия не сможет оставаться даже на уровне 2010 года? Очень просто. Давайте посмотрим на ситуацию в Ираке. Очень похожая история: диктатора меняли при помощи западных войск. К чему это привело? Сравнив показатели 2001 года и 2003 года, в начале которого началась военная операция, мы увидим, что добыча нефти в Ираке упала в два раза — практически на 60 млн тонн. Прошло восемь лет, и только сейчас Ирак выходит на объем добычи, который был в 2000–2001 годах. Таким образом, восемь лет оказались потеряны для нефтяной индустрии Ирака, и только сейчас отрасль начинает оживать. Не исключено, что то же самое будет с Ливией. И для России это хорошо.

Второй вопрос заключается в том, послужат ли события в Ливии уроком нашим нефтяным компаниям, которые мечтали в рамках странной стратегии глобализации залезть везде, в том числе в Ливию. Хотелось бы, чтобы ливийская история имела отрезвляющие последствия. Мне кажется, опасно и непродуманно было бы бежать к новому руководству Ливии со словами: «Мы санкции-то поддерживали, мы душой за вас были! Можно нам вернуть контрактики, и мы будем в вас вкладывать денежки?» Я вообще противник этой странной игры в глобализацию, когда российские нефтяные компании бегают по миру, и вместо того чтобы инвестировать в Восточную Сибирь, в российский шельф, о котором столько разговоров, вкладывают деньги в Ливию, в Венесуэлу, в черную Африку и прочие весьма экзотические и политически неустойчивые регионы. Кстати, снова вспомним пример Ирака: еще в 1997 году «ЛУКойл» получил лицензию на добычу в рамках крупного проекта Западная Курна-2. Сейчас «ЛУКойл» вернулся в этот проект в рамках международного консорциума. Можно, конечно, сказать, что, несмотря на имевшиеся риски, «ЛУКойл» по-прежнему в добыче. Но тут есть несколько очень любопытных нюансов: во-первых, лицензию у российской компании отобрало еще правительство Саддама Хусейна в декабре 2002 года по той причине, что вместо того чтобы начать добычу, «ЛУКойл» пошел к американцам и стал вести переговоры о подключении американской компании к проекту. А в Ливию мы, получается, вошли буквально накануне свержения режима Каддафи. Поэтому тут просто физически будет меньше шансов получить лицензии. Можно только потерять и время, и деньги.

Второй момент еще более важен. Допустим, вернемся мы в Elefant и в другие ливийские проекты, но эффективна ли эта стратегия вложения в ту же самую Курну? Вот «ЛУКойл» ближайшие четыре-пять лет должен инвестировать в проект порядка 5 млрд долларов, при том что условия работы там далеко не шоколадные. Там установлен предельный уровень добычи, на который компании нужно выйти, — 120 тыс. баррелей в сутки, и только после превышения этого предела консорциум будет получать премию в размере 1,15 доллара за баррель. Цифры не такие уж фантастические, а объем инвестиций достаточно приличный. Так вот, если мы будем такие суммы по 4–5 млрд вкладывать в проекты в Ираке, в Ливии, в Венесуэле, потом, наверное, не придется удивляться, что у нас недоинвестирована Восточная Сибирь и российский шельф, а мы все принимаем какие-то программы, нацеленные на рост добычи в государстве.

Может быть, мы все-таки определенные позитивные уроки из ливийской истории извлечем и больше не будем бегать по миру в поисках мифической глобальности.
http://expert.ru/2011/08/22/livijskaya-istoriya-prepodnosit-nam-horoshij-urok/

Usgs Assessment: Undiscovered Oil and Gas Resources of Libya and Tunisia, 2010

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated means of 3.97 billion barrels of undiscovered oil, 38.5 trillion cubic feet of undiscovered natural gas, and 1.47 billion barrels of undiscovered natural gas liquids in two provinces of North Africa.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) assessed the potential for undiscovered conventional oil and gas fields within two geologic provinces of North Africa―Sirte Basin in Libya and Pelagian Basin in Tunisia and western Libya―as part of the USGS World Petroleum Resources Project (fig. 1). The Sirte Basin originated as a Cretaceous rift that evolved into a post-rift basin dominated by thermal subsidence; it is characterized by carbonate deposition on high blocks and fine-grained clastic deposition in troughs.

The Pelagian Basin was dominated by Mesozoic and Cenozoic subsidence related to tectonism along the northern margin of the African plate. One total petroleum system (TPS) was defined in the Sirte Basin Province, and two TPSs were defined in the Pelagian Basin Province. The Sirte Rachmat Composite TPS in the Sirte Basin Province contains the post-rift Coniacian−Campanian Sirte−Rachmat organic-rich shale/marl, which was deposited in troughs across the Sirte Basin during the early phase of thermal subsidence. Major reservoirs in the Sirte Basin Province include syn-rift continental sandstones and post-rift shallow-marine carbonates, with shales and evaporites acting as seals for hydrocarbon reservoirs. Two assessment units (AU) were defined within the Sirte−Rachmat Composite TPS: the Onshore Sirte Carbonate−Clastic AU and the Offshore Sirte Basin AU.

Within the Pelagian Basin, two TPSs were retained for this assessment.
The Jurassic−Cretaceous Composite TPS consists of fluids from Jurassic and Cretaceous deep-marine shales that migrated into Jurassic−Cretaceous shallow marine limestones and Upper Cretaceous fractured deepwater chalks. Seals include Jurassic and Cretaceous shales and evaporites. One AU was defined for this TPS, the Jurassic−Cretaceous Structural/Stratigraphic AU. The Bou Dabbous Cenozoic TPS contains the Eocene Bou Dabbous organic-rich shale, with hydrocarbons that migrated into lower and middle Eocene shallow-water limestones that are


Figure 1. Locations of the Sirte and Pelagian Basin Provinces, North Africa. AU, assessment unit


sealed by overlying shales and marls. This TPS contains the Bou Dabbous−Cenozoic Structural/Stratigraphic AU. The methodology for the assessment included a complete geologic framework description for each province, based mainly on published literature and the definition of petroleum systems and assessment units within these systems. Exploration and discovery history was a critical part of the methodology used to estimate sizes and numbers of undiscovered accumulations. In areas where there are few or no discoveries (for example, offshore Sirte Basin), geologic analogs were used as a basis for estimating volumes of undiscovered oil and gas resources. Each assessment unit was assessed for undiscovered oil and nonassociated gas accumulations, and coproduct ratios were used to calculate the volumes of associated gas (gas in oil fields) and natural gas liquids.

Resource Summary
The USGS assessed undiscovered conventional oil and gas resources within the three TPSs in the Sirte and Pelagian Basin Provinces (table 1). The mean total of undiscovered oil in these two provinces is 3,974 million barrels of oil (MMBO), with a range from 1,119 MMBO (95 percent probability) to 9,044 MMBO (5 percent probability); for undiscovered gas the mean total is 38,509 billion cubic feet of gas (BCFG), with a range from 11,520 to 84,347 BCFG; and the mean total for natural gas is 1,466 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL), with a range from 405 to 3,384 MMBNGL.

About 90 percent of the mean total of undiscovered oil (3,545 MMBO), 85 percent of the mean total of undiscovered gas (32,451 BCFC), and 89 percent of the mean total of undiscovered natural gas liquids (1,298 MMBNGL) are estimated to be in the Sirte Basin Province. Of these volumes, 64 percent of the undiscovered oil (2,267 MMBO), 80 percent of the undiscovered gas (25,609 BCFG), and 78 percent of the undiscovered natural gas liquids (1,010 MMBNGL) are in the Offshore Sirte Basin AU, with the remaining percentages in the Onshore Sirte Carbonate−Clastic AU. The higher percentage of undiscovered oil and gas resources assessed in the Offshore Sirte Basin AU reflects the relatively underexplored history of this part of the Sirte Basin Province.
Overall, the assessment indicates that 80−90 percent of the undiscovered oil and gas resources are in the Sirte Basin Province, there is significantly more total undiscovered gas resource in both provinces (38,509 BCFG or 6,640 MMBOE) than total undiscovered oil resource (3,974 MMBO), and (3) there is almost twice as much undiscovered gas (25,609 BCFG or 4,415 MMBOE) in the Offshore Sirte Basin AU as there is undiscovered oil (2,267 MMBO).


http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3105/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3105/pdf/FS11-3105.pdf