ОПЕК понизила прогноз по добыче нефти в РФ в 2018 году. Прогноз добычи нефти


ОПЕК понизила прогноз по добыче нефти в России

ОПЕК понизила прогноз по добыче нефти в РФ в этом году. Речь идет о суточных объемах нефтедобычи.

ОПЕК также отмечает, что в относительно ближайшем будущем объем добычи нефти в России может существенно вырасти

Прогноз понижен на 0,15 миллиона баррелей в сутки до 11,02 миллиона, сообщает РИА Новости. Впрочем, это все равно огромный показатель.

ОПЕК также отмечает, что в относительно ближайшем будущем объем добычи нефти в России может существенно вырасти из-за разработки Куюмбинского, Чаяндинского и Тагульского месторождений.

Стоит отметить, что в настоящее время по данным ICE стоимость нефти превышает 71 доллар за баррель, что соответствует показателям середины декабря 2014 года. Тогда «черное золото» неуклонно дешевело на новостях о снятии санкций с Ирана.

Примечательно, что сейчас нефть наоборот дорожает. Что крайне на руку России, поскольку в бюджете заложена цена в примерно 40 долларов за баррель. 

Абсолютный рекорд по стоимости нефти был установлен еще в 2008 году. Тогда перед финансовым кризисом она поднималась до 143 долларов за баррель. Больше такие деньги за бочку нефти в мире никогда не давали.

Нынешние невысокие цены на нефть стали неприятным сюрпризом для ряда государств. В частности, они вызвали резкое падение уровня жизни в Венесуэле и Нигерии. 

Читайте нас в Яндексе

Автор: Василий Макагонов

rueconomics.ru

ОПЕК повысила прогноз добычи нефти в США в 2018 году

14:4612.06.2018

(обновлено: 16:48 12.06.2018)

37200

МОСКВА, 12 июн — РИА Новости. ОПЕК повысила прогноз по добыче нефти в США в 2018 году на 50 тысяч баррелей в сутки, до 10,51 миллиона баррелей в день, следует из июньского доклада организации.

Флаг ОПЕК. Архивное фотоОПЕК в мае выполнила соглашение о сокращении добычи нефти на 160%

В мае ОПЕК прогнозировала, что среднесуточная добыча нефти в США в 2018 году составит 10,46 миллиона баррелей в сутки.

"Вслед за ростом добычи нефти США в 2017 году на 0,5 миллиона баррелей в сутки в годовом выражении, в 2018 году ожидается устойчивый рост, который превысит этот показатель более чем вдвое, составив 1,16 миллиона баррелей в сутки, до 10,51 миллиона баррелей в сутки", — говорится в докладе.

В частности, добыча сланцевой нефти в США в 2018 году может, на взгляд картеля, вырасти на 1,12 миллиона баррелей в сутки по сравнению с 2017 годом — до 5,81 миллиона баррелей в сутки. А добыча нефти США в Мексиканском заливе в нынешнем году может увеличиться на 80 тысяч баррелей в день — до 1,76 миллиона баррелей в день. При этом добыча нефти из традиционных запасов, напротив, может снизиться на 40 тысяч баррелей в сутки, до 2,94 миллиона баррелей в день

Флаг ОПЕК. Архивное фотоВ ОПЕК отметили неопределенность прогноза по спросу на свою нефтьВ целом же добыча жидких углеводородов в США по итогам 2018 года может вырасти на 1,6 миллиона баррелей в сутки — до 15,96 миллиона баррелей в сутки, отмечается в докладе. Это выше майского прогноза по данному показателю, который составлял 15,89 миллиона баррелей. Пик прироста при этом приходится на четвертый квартал 2018 года, когда добыча достигнет 16,23 миллиона баррелей.

Кроме того, ОПЕК отмечает, что, по данным минэнерго США, добыча нефти в стране в марте выросла на 0,215 миллиона баррелей в сутки с уровня февраля, до 10,47 миллиона баррелей в сутки. И, исходя из предварительных данных недельной добычи нефти в США в апреле и мае, этот показатель может продолжить рост до 10,58 миллиона баррелей в сутки и 10,74 миллиона баррелей в сутки соответственно.

ria.ru

Прогноз добычи нефти и газового конденсата

 

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами – уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Расчеты показывают, что уровни добычи нефти в России могут достичь в 2010 и 2020 г. соответственно 335 и 350 млн.т. При неблагоприятных условиях, низкие мировые цены и сохранение действующих налоговых условий, эти показатели достигнуты не будут.

Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58-55% против 68% в настоящее время. После 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири. Всего на Восток России (включая Дальний Восток) к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране.

С 2000 г. планируется введение гибкой системы налогообложения недропользователей и предусматривается все месторождения, разрабатываемые по закону «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции», уже в 2000 г. перевести на условия СРП.

К настоящему времени специальными федеральными законами разрешено заключать такие соглашения по 56 нефтегазовым объектам, в том числе 43 месторождениям и 13 перспективным участкам недр. Десять таких объектов находятся на европейском Севере, 13 – в Урало-Поволжье, 23 – в Западной Сибири, 1 – в Восточной Сибири, 9 – на Дальнем Востоке.

Наиболее крупными проектами СРП являются: Самотлорский (Тюменская нефтяная компания), Красноленинский, Федоровский, Приобский – в Западной Сибири, Ромашкинский – в Урало-Поволжье, Усинский – в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, Юрубченский – в Восточной Сибири, Сахалин-1 и Сахалин-2 – на шельфе острова Сахалин. Эти проекты включают 6 месторождений.

Запасы нефти на объектах СРП, утвержденных Государственной Думой, приурочены, главным образом, к малодебитным низкопроницаемым коллекторам; нефтегазовым залежам со сложными горно-геологическими условиями; истощенным залежам и месторождениям, удаленным от действующих коммуникаций и расположенным в районах со сложными природно-климатическими условиями. Освоение таких запасов невозможно без применения нетрадиционных систем разработки, новых технологий и современных технических средств и связано не только с увеличением затрат, но и с повышенным риском.

Таким образом, сегодня нефтегазовые объекты, утвержденные и планируемые к утверждению в качестве объектов СРП, в том числе объекты уже действующих проектов, составляют перечень из 113 месторождений и перспективных участков недр.

Суммарные запасы углеводородов объектов с выявленной промышленной нефтегазоносностью, включенных в этот перечень, составляют по нефти 8.9 млрд. т., по газу – 6.7 трлн.м3.

Наибольшее число объектов СРП находится в Западной Сибири – 46 и на европейском Севере – 23; в Урало-Поволжье, Дальневосточном и Восточно-Сибирском регионах – соответственно 20, 17 и 7.

При этом 80 объектов СРП расположены в районах Крайнего Севера и на приравненных к ним территориям, 13 – на шельфе морей. Таким образом, географически объекты СРП сконцентрированы в основном в районах с экстремальными природно-климатическими условиями (шельфы, Крайний Север), характеризующихся низкой степенью промышленного освоения и неразвитой инфраструктурой.

В перечень месторождений, освоение которых предполагается на условиях СРП, включены в первую очередь наиболее значительные по начальным запасам, но находящиеся в стадии падающий добычи уникальные (9) и крупные (47) месторождения. К ним приурочено 95% текущих извлекаемых запасов.

Подавляющая часть объектов СРП – нефтяные месторождения (62%). Значительное число нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений (37%) характеризуется чрезвычайно сложными условиями извлечения нефти, залегающей в виде оторочек подгазовых залежей (Федоровское, Лянторское, Северо-Комсомольское, Комсомольское и другие месторождения) – эффективная разработка этих месторождений требует применения современных технологий. Единственное газоконденсатное месторождение (Штокмановское) находится на шельфе Баренцева моря.

Разрабатываемые месторождения (с суммарными запасами нефти 6.8 млрд.т.) составляют 45% общего числа месторождений СРП; подготовленные к разработке (с запасами 0.8 млдр.т. – 31%; разведываемые (с запасами 1.3 млдр.т.) – 24%. Участки недр, находящиеся в стадии поисков и с оцененными перспективными и прогнозными ресурсами, составляют 14% общего числа объектов СРП.

Разрабатываемые месторождения представлены в основном двумя группами: поздней стадии разработки (41% - Самотлорское, Ромашкинское, Федоровское и др.) и ранней (48% - Приобское, Комсомольское, Харампурское, Тянское и др.). Большинство разрабатываемых крупных и уникальных месторождений характеризуется высокой степенью выработанности и обводненности продукции. В то же время их доля в суммарном объеме добычи нефти соответствующего региона (Самотлорское – в Ханты-Мансийском АО, Ромашкинское – в Республике Татарстан) достаточно велика и они характеризуются значительными остаточными запасами углеводородов, относящимися к категории трудноизвлекаемых. Перевод этих месторождений на условия СРП позволит не только продлить период рентабельной разработки и добыть дополнительное количество нефти, но и решить задачу сохранения жизнедеятельности соответствующих городов и поселков.

Из значительного числа проектов, по которым уже длительное время ведется работа по подготовке и заключению соглашений, к началу 2000 г. удалось довести до стадии подписания лишь Самотлорский. Остальные находятся в различных степенях готовности. Длительные сроки подготовки соглашений, обусловленные громоздкой узаконенной процедурой, осторожностью и высокими требованиями российских федеральных и особенно региональных участников переговорного процесса, а также жесткой позицией инвесторов, особенно иностранных, ведут к прямым существенным потерям как в добыче нефти, так и в поступлениях в бюджеты различных уровней. Например, лишь по Самотлорскому проекту из-за годичной задержки с подписанием соглашения в 1999 г. не было добыто 700 тыс. т. нефти.

Суммарные прогнозируемые доходы государства только от реализации проектов Сахалин-1 и Сахалин-3 оцениваются в 77 млрд. дол.; примерный объем капитальных вложений – в 25 млрд. дол.

Для всех объектов, разрабатываемых при действующей налоговой системе (ДНС), технологические и экономические показатели добычи нефти могут быть улучшены при переходе на условия СРП независимо от геолого-физических параметров месторождения и стадии разработки: увеличиваются текущая и накопленная добыча нефти, увеличивается доход государства, возрастает инвестиционный потенциал. Значительная часть объектов, разработка которых нерентабельна при ДНС, может эксплуатироваться эффективно на условиях СРП.

При реализации проектов СРП возможная добыча нефти в 2015 г. по 56 объектам (утвержденным Государственной Думой в качестве возможных объектов СРП) прогнозируется в объеме 180-200 млн. т., а по всем планируемым 113 – 225-250 млн.т.

В ближайшие 5 лет фонд бездействующих скважин должен быть доведен до оптимальной величины, предусмотренной технологическим проектным документом.

Для обеспечения утвержденных уровней добычи нефти недропользователи предусматривают увеличение объемов эксплуатационного бурения с 5.0 млн. м (1999 г.) до 12.0 млн. м в 2005 г. и последующую стабилизацию на этом уровне до 2015 г..

О газе

 

Остается крайне острой проблема утилизации нефтяного газа, добыча которого остается убыточной. Его цена регулируется государством и в настоящее время составляет 55 руб./1000 м3 (утверждена в середине 1995 г. и с тех пор ни разу не индексировалась) при том, что средняя себестоимость добычи и подготовки газа составляет по отрасли порядка 300 руб./1000 м3. В результате низкой цены на нефтяной газ, поставляемый на газоперерабатывающие заводы, нефтедобывающие предприятия не заинтересованы в увеличении его поставок на переработку и либо изыскивают другие варианты его использования , с меньшим потребительским эффектом, либо сжигают газ на факелах, нанося вред окружающей среде. В связи с уменьшение объемов добычи нефти и, соответственно, ресурсов нефтяного газа, подлежащего переработке, уменьшился и выпуск товарной продукции на ГПЗ, что привело к уменьшению выработки сырья для нефтехимических производств. Эта проблема также требует кардинального решения. Один из вариантов, требующих всесторонней оценки – либерализация (отмена государственного регулирования) цены на нефтяной газ и продукты его переработки, что позволит увеличить поставки сырья для нефтехимических производств.

 

Налоговая политика

 

Добывающие отрасли ТЭК находятся под действием общего и специального налогового законодательства. Основным недостатком действующего в ТЭК специального налогового законодательства является то, что оно носит чисто фискальный характер, преследуя цель наполнить бюджет любой ценой сегодня, даже за счет сокращения производства и производственной базы для его расширения, а, следовательно, и налогооблагаемой базы завтра.

Налоговая нагрузка на инвесторов имеет тенденцию к усилению и достигла в 1999 г. в газовой промышленности 43% от выручки, в нефтяной – 53%. В структуре полных затрат налоги являются основной статьей. Налогообложение имеет негибкий характер: его базой является валовая выручка, а не прибыль. Продолжительность так называемой «стабилизационной оговорки", в течение который для инвесторов действуют гарантии неухудшения условий предпринимательской деятельности, установленных российским законодательством, сегодня составляет 7 лет, что недостаточно по сравнению со сроками осуществления инвестиционных проектов в ТЭК (15-20 лет), особенно, если речь идет о крупных проектах в добывающих отраслях (30-40 лет). Все это не создает стимулов для инвестиций: как вследствие нестабильности налоговой системы, так и вследствие ее фискального характера.

Итак, особенность современной ситуации в нефтегазовом комплексе: ТЭК перешел в совершенно иную стадию развития. Если раньше он выполнял свою главную задачу за счет освоения новых регионов, новых месторождений, то теперь такие возможности не велики: основные запасы, которые можно использовать сейчас, уже открыты, а освоение других крупных месторождений в силу объективных условий потребует очень много времени. Поэтому сегодня во всех звеньях технологической цепи необходимо брать максимум: от правильного размещения геологоразведочных работ, освоения месторождений, повышения нефтеотдачи пластов до рациональной транспортировки, выгодной реализации сырья и продуктов из него.

 

Похожие статьи:

www.poznayka.org

Прогноз добычи нефти в России до 2030 года по макрорегионам, млн тонн

Москва, 25.06.2018

Прогноз добычи нефти в России до 2030 года по макрорегионам, млн тонн

Регион / Год 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.
Западная Сибирь 344,5 345,0 350,0 351,0 355,0
в т. ч. ЯНАО 55,0 60,0 65,0 70,0 80,0
ХМАО 265,0 260,0 260,0 256,0 250,0
Томская область 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0
Юг Тюменской области 6,2 7,5 7,5 7,5 7,5
Новосибирская область 1,8 1,5 1,5 1,5 1,5
Омская область 1,5 1,0 1,0 1,0 1,0
Европейская часть 120,0 115,0 110,0 106,4 100,0
Восточная Сибирь и Республика Саха 12,5 42,0 60,0 70,0 110,0
Дальний Восток (Сахалин) 23,0 25,0 30,0 32,6 35,0
Россия, всего 500,0 527,0 550,0 560,0 600,0
 
Источник: Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН

expert.ru

Прогнозирование добычи нефти и газа по месторождениям Прогнозирование

>Прогнозирование добычи нефти и газа по месторождениям Прогнозирование добычи нефти и газа по месторождениям

>Прогнозирование уровней добычи нефти и газа по объектам разработки - ответственнейшая задача, поскольку они Прогнозирование уровней добычи нефти и газа по объектам разработки - ответственнейшая задача, поскольку они служат основой для планирования развития нефтяной и газовой отраслей в целом. Обычно применяют в комплексе несколько методов прогнозирования добычи по месторождениям. Эти методы объединяются в две группы: гидродинамические и статистические. Гидродинамические методы расчета применяют главным образом при проектировании и анализе разработки нефтяных и газовых залежей. С их помощью дается прогноз на предстоящий период динамики годовой добычи нефти, исходя из имеющихся представлений о геолого-физической характеристике объектов и технологических составляющих систем разработки. Вместе с тем гидродинамические методы не всегда позволяют учесть в деталях особенности геологического строения залежей, возможное несоответствие расчетам реализуемых систем разработки и реальных организационно-хозяйственных условий. Это снижает надежность прогноза уровней добычи, особенно на будущее. Статистические методы базируются на статистической обработке данных о добыче нефти за прошедший период и их экстраполяции на перспективу.

>К этой же группе относятся методы аналогии, когда в целях прогнозирования добычи нефти используются К этой же группе относятся методы аналогии, когда в целях прогнозирования добычи нефти используются данные обобщения опыта разработки по аналогичным месторождениям. Статистические методы различаются между собой исходными зависимостями, к которым относятся зависимость темпов отбора от степени выработки запасов, связь между суммарной добычей нефти и жидкости и др. Применение статистических методов ограничивается необходимостью иметь достаточно продолжительный период эксплуатации, чтобы выявить необходимые зависимости. В настоящее время при планировании добычи по месторождениям за основу принимаются результаты гидродинамических расчетов, заложенные в технологических схемах и проектах разработки, которые впоследствии уточняются и корректируются с помощью статистических методов исходя из прошедшего периода и текущего состояния разработки залежи.

>Определение добывных возможностей эксплуатационных объектов на ближайшую перспективу (текущее планирование). Определение добывных возможностей эксплуатационных объектов на ближайшую перспективу (текущее планирование). Ближайшая перспектива охватывает период 1—5 лет. Для нее в качестве сырьевой базы принимаются извлекаемые запасы промышленных категорий (A+B+C1), которые числятся на балансе к началу планируемого периода. При расчетах за основу берутся исходные данные, определенные в технологических схемах и проектах разработки. Добыча нефти на планируемый период рассчитывается как сумма добычи нефти из фонда переходящих («старых») и новых скважин: Q t+1 = Q c (t+1) + Q н (t+1) , (1) где Q t+1 - добыча нефти в планируемом году; Q c (t+1) - добыча нефти в планируемом году из перешедших с прошлого года (старых) скважин; Q н (t+1) - добыча нефти в планируемом году из новых скважин, которые предусмотрено ввести в эксплуата­цию из бурения, а также из освоения с прошлых лет; t +1 — индекс планируемого года; t — индекс года, предшествующего планируемому. Первая составляющая (1) - добыча нефти из переходящих (старых) скважин - определяется из соотношения Q c (t+1) = (Q ct + q t * N t * U t +1) * K и (t+1) , (2)

>где Q c (t+1) - добыча из старых скважин в предыдущем году; где Q c (t+1) - добыча из старых скважин в предыдущем году; q t , N t , U t+1 - средний дебит, количество новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году, и число дней работы каждой из них в планируемом году; K и (t+1) - коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году. Величина (Q ct + q t * N t * U t+1) представляет собой расчетную добычу, которая имела бы место в планируемом году, если бы добыча из скважин прошлого года осталась без изменения, а новые скважины, введенные в прошлом году, эксплуатировались бы в планируемом году при тех же дебитах полное число дней. Как правило, определить эту расчетную добычу, имея фактические данные (добычу из старых скважин, количество и средний дебит новых скважин) за предшествующий год, не представляет трудностей. При этом число дней работы переходящих новых скважин U t+1 принимается равным U t+1 = 365*Кэ, где Кэ - коэффициент эксплуатации. Основные трудности расчета добычи нефти из переходящих скважин связаны с определением коэффициента изменения добычи нефти Kи (t+1) из переходящих скважин по сравнению с предшествующим годом. На изменение добычи по фонду переходящих скважин влияют уменьшение доли нефти в продукции скважин, изменение дебита скважин по жидкости, уменьшение фонда старых скважин.

>При вытеснении нефти водой уменьшение доли нефти в продукции скважин связано с закономерным их При вытеснении нефти водой уменьшение доли нефти в продукции скважин связано с закономерным их обводнением по мере выработки запасов нефти. При этом происходит уменьшение дебита скважин по нефти и общее сокращение добычи из фонда старых скважин. Изменение во времени дебита скважин по жидкости может быть связано со снижением или увеличением пластового давления в соответствии со степенью текущей компенсации отбора закачкой, с изменением продуктивности скважин вследствие засорения или, наоборот, очистки призабойной зоны скважин, с повышением противодавления на пласт за счет увеличения плотности жидкости в стволе обводняющихся скважин. Это также может быть вызвано тем, что разбуривание залежей обычно проводят в направлении от высокопродуктивных участков к менее продуктивным, что приводит к уменьшению среднего дебита действующих скважин по жидкости. Впоследствии в результате проведения мер по интенсификации средний дебит несколько увеличивается, а к концу разработки вновь начинает снижаться из-за первоочередного выбытия из эксплуатации высокодебитных обводненных скважин. Изменение фонда старых скважин бывает связано главным образом с выходом скважин из эксплуатации из-за обводнения в связи с подходом вытесняющей нефть воды, переводом части скважин под нагнетание воды и др.

>Каждый из трех параметров в отличие от коэффициента изменения добычи нефти может быть определен Каждый из трех параметров в отличие от коэффициента изменения добычи нефти может быть определен гидродинамическими методами или методом экстраполяции исходя из стадии и текущего состояния разработки залежи, а также на основании обобщения опыта разработки по аналогии с другими подобными месторождениями. Вторая составляющая (1) - добыча нефти из новых скважин, которые будут введены в эксплуатацию в планируемом году, рассчитывается по произведению: Q н (t+1) = N н (t+1) * q н (t+1) * m (t+1) , (3) где N н (t+1) — число вводимых в эксплуатацию в планируемом году новых добывающих скважин; q н (t+1) — проектируемый среднесуточный дебит нефти новых скважин в планируемом году; m (t+1) — среднее число суток работы одной новой добывающей скважины в планируемом году. При расчете добычи из новых скважин наиболее сложно прогнозировать их средний дебит, так как в эксплуатацию последовательно разбуриваются участки с различной продуктивностью.

>По эксплуатируемым месторождениям размещение проектных точек производится на карте разработки, и для каждой из По эксплуатируемым месторождениям размещение проектных точек производится на карте разработки, и для каждой из них дебит устанавливается исходя из дебитов окружающих действующих скважин. По новым месторождениям или при вводе в разработку неразбуренных участков эксплуатируемых месторождений дебиты новых скважин целесообразно определять исходя из их вероятной продуктивности по картам нефтенасыщенной толщины или гидропроводности. Среднее число дней работы одной новой добывающей скважины в планируемом году рассчитывается исходи из месячного распределения ввода новых скважин в эксплуатацию, выполняемого с учетом планируемых сроков окончания строительства скважин, нормативной продолжительности их обустройства и освоения, а также сезонных условий проведения этих работ. Обычно число дней работы новых скважин планируемого года составляет от 130 до 150.

>Перспективное планирование. Перспективное планирование. Основной особенностью оценки добывных возможностей района добычи нефти на перспективу, т. е. на 10—15-летний период, является то, что расчет ведется но двум группам месторождений: открытым на начало планируемого периода — эксплуатируемым или подготовленным к разработке, и неоткрытым месторождениям, которые предполагается открыть, подготовить к разработке и ввести в эксплуатацию в планируемый период. Добыча нефти по открытым месторождениям определяется с учетом утвержденных технологических схем и проектов разработки по методике, изложенной при текущем планировании. Прогноз добычи нефти по неоткрытым месторождениям осуществляется исходя из плана прироста запасов нефти по каждому району и геолого-физической характеристики ожидаемых к открытию новых месторождений. На основании характеристики предполагаемых к открытию новых месторождений — их средних размеров, глубины залегания, продуктивности, качества нефти и др., с помощью укрупненных гидродинамических расчетов или по методу аналогии в соответствии с имеющимся опытом разработки определяются наиболее вероятные темпы отбора по годам из приращиваемых запасов.

>По залежам с разной геолого-физической характеристикой максимальные темпы добычи принимаются в диапазоне 3—10% в По залежам с разной геолого-физической характеристикой максимальные темпы добычи принимаются в диапазоне 3—10% в год извлекаемых запасов, причем меньшие темпы отбора принимаются для крупных и малопродуктивных залежей. При определении темпов добычи в период ее падения учитывают выявленные тенденции по залежам, уже прошедшим III стадию разработки. Меняя количество вводимых месторождений, темпы их освоения, объемы капитальных вложений и материально-технических средств, составляют несколько вариантов уровней и размещения добычи нефти по месторождениям внутри нефтедобывающих районов и между районами. Из этих вариантов выбирается оптимальный. При перспективном планировании необходимо учитывать резервы, связанные с научно-техническим прогрессом в области технологии разработки нефтяных месторождений. Таким образом, результаты расчета добычи нефти на перспективу состоят как бы из двух частей — гарантированной и вероятной. К гарантированной части относится добыча нефти из открытых месторождений, к вероятной — добыча из неоткрытых месторождений и за счет применения новых методов интенсификации разработки и повышения нефтеизвлечения.

present5.com

ОПЕК понизила прогноз по добыче нефти в РФ в 2018 году

ОПЕК понизила прогноз по добыче нефти и конденсата в РФ в 2018 году по сравнению с предыдущим годом на 0,15 миллиона баррелей в сутки - до 11,02 миллиона баррелей в сутки, говорится в апрельском докладе организации, передает Прайм.

ОПЕК также сохранила свою оценку добычи нефти и конденсата в России в 2017 году на уровне 11,17 миллиона баррелей в сутки.

"При уровне добычи в 10,98 миллиона баррелей в сутки, в соответствии с соглашением о сокращении добычи нефти [ОПЕК+], в 2018 году прогнозируется снижение добычи нефти и конденсата в РФ на 0,15 миллиона баррелей в сутки до среднего уровня 11,02 миллиона баррелей в сутки ", - говорится в докладе.

Тем не менее, как отмечает ОПЕК, российские поставки нефти имеют хороший потенциал для компенсации снижения добычи на других зрелых месторождениях из-за запуска начальной фазы таких проектов как: Куюмбинское, Чаяндинское и Тагульское.

ОПЕК и ряд не входящих в организацию стран [ОПЕК+] договорились в конце 2016 года в Вене о сокращении своей добычи нефти суммарно на 1,8 миллиона баррелей в сутки с уровня октября 2016 года, из которых 300 тысяч приходятся на Россию. В ноябре 2017 года участники соглашения продлили его на весь 2018 год.

В то же время ОПЕК повысила прогноз по добыче нефти в США в 2018 году на 40 тысяч баррелей в сутки, до 10,4 миллиона баррелей в день. В марте ОПЕК прогнозировала, что среднесуточная добыча нефти в США в 2018 году составит 10,36 миллиона баррелей в сутки. Рост нефтепроизводства в Соединенных Штатах по итогам этого года достигнет 1,07 миллиона баррелей в сутки, также говорится в докладе.

В частности, добыча сланцевой нефти в США в 2018 году может вырасти на 1,07 миллиона баррелей в сутки по сравнению с 2017 годом — до 5,76 миллиона баррелей в сутки. Около 68% этого роста придется на добычу в нефтеносном бассейне Permian в Техасе и Нью-Мексико. Добыча нефти США в Мексиканском заливе в нынешнем году может увеличиться на 50 тысяч баррелей в день — до 1,7 миллиона баррелей в день. При этом добыча нефти из традиционных запасов, напротив, снизится на те же 50 тысяч баррелей в сутки, до 2,94 миллиона баррелей в сутки.

Добыча нефти и конденсата в США по итогам 2018 года может вырасти на 1,5 миллиона баррелей в сутки — до 15,83 миллиона баррелей в сутки, отмечается в докладе. Это выше мартовского прогноза по данному показателю, который составлял 15,8 миллиона баррелей.

В начале апреля управление энергетической информации (EIA) Минэнерго США подтвердило мартовскую прогнозную оценку добычи нефти в США в 2018 году на рекордном уровне в 10,7 миллиона баррелей в сутки. В 2019 году EIA прогнозирует добычу в США на уровне 11,4 миллиона баррелей в сутки, что выше прогноза предыдущего месяца в 11,3 миллиона баррелей. В 2017 году средний уровень добычи составил 9,3 миллиона баррелей в день.

Читайте Trend в Telegram. Только самые интересные и важные новости.

www.trend.az

Прогноз нефтедобычи в мире и России

Фатих Бироль, главный специалист Международного энергетического агентства считает, что для России единственный путь избежать резкого падения добычи нефти – обеспечение около 700 миллиардов долларов инвестиций в отрасль и создание благоприятного режима в налоговой сфере.

— IEA недавно резко уменьшила прогноз мирового спроса на нефть. Что является причиной такого изменения оценок?

— Мое мнение однозначно: нынешний уровень цен находится на уровне красной черты. Для глобальной экономики это очень опасно. Энергетика — основа экономических систем любого государства, а нынешний уровень очень хрупкий. Не далее как год назад я предсказывал, что ливийские события и вообще нестабильность на севере Африки и в Ближнем Востоке станут фактором, способствующим росту цен до опасного уровня. Так и произошло.

— Следовательно, главным фактором, влияющим на ценообразования на рынке нефти, являются политические процессы?

— Вне всякого сомнения, политическая напряженность не может не влиять на формирования цен. Однако спекулировать на этом не следует. И все же в последнем отчете, опубликованном World Energy Outlook, предусмотрена вероятность такого явления после падения инвестиций после «арабской весны».

К примеру, некоторые правительства могут захотеть сменить инвестприоритеты, что вынудит компании закладывать в отраслевые инвестпрограммы повышенные риски. Если падение инвестиций до 2015 года составит третью часть от необходимого уровня, к 2020 году добыча упадет на шесть миллионов баррелей ежесуточно, что коррелирует с нашим основным вариантом развития событий, предусматривающим рост нефтяных цен до 150 долларов за баррель. Падение цен начнется после поступления на рынок дополнительных объемов нефти в результате ввода новых мощностей.

На протяжении этого периода возможны скачки котировок. А пока рынок надеется на увеличение поставок из Северной Африки и Ближнего Востока, регион останется для мировой экономики важным фактором.

— Рецессия в ЕС и обострение ситуации с Ираном не могут привести к падению цен на нефть?

— Факторов, которые могут привести к изменению котировок со знаком минус, несколько. Это существенное ухудшение показателей макроэкономики в еврозоне, восстановление до прежнего уровня поставок ливийской нефти и рост ее добычи в США. Как пойдет развитие мировой рынка нефти в действительности, зависит от пропорций всех указанных факторов, однако в ближайшее время будет сохранена неопределенность с ценами.

Мы стараемся учитывать факторы, могущие оказать влияние на динамику рынка в долгосрочной перспективе. Здесь важным аспектом является рост авторынка в развивающихся странах. Мы прогнозируем, что через 25 лет на планете будет 1.8 миллиарда автомобилей, вдвое больше нынешнего показателя. Однако спрос на нефть вырастет непропорционально, поскольку происходит процесс перевода транспорта на энергосберегающие технологии. Необходимо учитывать и то, что со временем добыча каждого нового барреля будет даваться все с большим трудом, то есть нефть будет дорожать. Эра дешевой нефти ушла безвозвратно, о чем свидетельствует наш прогноз нефтедобычи.

— По вашему мнению, привязка газовых цен к котировкам нефти и анахронизм или же необходимость?

— Нельзя ответить однозначно. На разных рынках сложились разные модели ценообразования. В Азиатско-Тихоокеанском регионе эта привязка применяется, в Великобритании и США - нет.

В Европе же привязка цен на газ к нефти находится в последнее время под жестким прессингом, поскольку на спотовом рынке имеется более дешевый газ, а также появилась возможность поставок дешевого сжиженного газа. Поэтому некоторые контракты уже пересмотрены согласно критериям, ориентированным на реальность.

Я лично считаю, что эта привязка будет некоторое время актуальной только для долгосрочных контрактов, при этом роль альтернативных механизмов ценообразования будет возрастать.

— Для энергетической сферы модель «открытого рынка» приемлема? Или протекционистские барьеры непреодолимы?

— Полноценные рынки, в том числе энергетические, по мнению стран, входящих в IEA, - лучший способ поддержать экономический рост и обеспечить бесперебойность энергопоставок. Оставлять все эти вопросы на самотек нельзя. Регуляторная политика важна, чтобы, например, обеспечивать защиту климата и окружающей среды.

— Чтобы остаться на плаву, в частности, в Европе, России нужно менять свои бизнес-модели?

— Если вы работаете на рынке, вы обязаны соблюдать его правила. Европа сегодня строит конкурентный, интегрированный рынок газа. При этом меняется структура потребления. Поэтому любая компания, поставляющая газ в Евросоюз, должна иметь бизнес-модель, отвечающую новой реальности.

— Что вы скажете о перспективах сланцевого газа и других альтернативных источников энергии?

— В Северной Америке признаков окончания бума в разработке сланцевого газа не видно. Однако долгосрочные перспективы этой сферы пока неясны. Отмечается рост интереса к этому рынку в Европе, Азиатско-Тихоокеанском регионе, Латинской Америке. Хотя общий объем производства все еще скромный.

Необходимо больше внимания уделять влиянию на экологию, на окружающую среду. Здесь настоящий прорыв может обеспечить Китай. Он имеет огромные ресурсы, которые могут удовлетворить стремительный рост спроса. Мы прогнозируем рост добычи сланцевого газа к 2035 году до уровня 40 процентов от всего объема добываемого газа.

Если говорить обо всей альтернативной энергетике, то здесь тоже предстоит, по нашим прогнозам, резкий рост в течение ближайших десятилетий. Две трети роста мирового спроса к 2035 году будет удовлетворять энергия природного газа и возобновляемых источников. Половина добываемой электроэнергии придется на ветряные генераторы и гидроэлектростанции.

— Страны, зависимые от нефти, пострадают в результате развития альтернативной энергетики? Коснется ли это России?

— Последний наш отчет, в котором дается прогноз нефтедобычи, затрагивает и перспективы развития ТЭК России. Мы видим огромные возможности, связанные с развитием сектора возобновляемых энергетических источников. В Восточной Сибири и северо-западе РФ можно производить биотопливо, поскольку имеется избыток отходов деревообработки.

Для отдаленных поселков, коих в огромной России хватает, использование возобновляемых источников будет единственным выходом.

Однако мы не прогнозируем кардинальной трансформации российского ТЭК.

На сегодня недра страны обеспечивают 90% ее энергетических потребностей. К 2035 году эта цифра снизится, но ненамного — до 85%, при этом доля возобновляемых источников и атомной энергетики будет увеличиваться медленно.

— Падение нефтедобычи — реальная угроза для РФ?

— Несколько ближайших лет добыча продержится на нынешнем уровне. Затем произойдет снижение, и к 2035 году в стране будет добываться 10 миллионов баррелей ежесуточно.

Месторождения Урала, Поволжья и многие в Западной Сибири - старые. А новые находятся в сильно удаленных и труднодоступных районах. Проблему России составляет не дефицит ресурсов, а высокая себестоимость добычи на новых месторождениях.

При этом прогнозируемый нами уровень добычи может быть сохранен только при условии больших вложений в отрасль, порядка 700 миллиардов долларов до 2035 года, а также при обеспечении благоприятного налогового режима.

Добыча нефти в мире

news-mining.ru


Смотрите также