рынок нефти и газа
обзоры и новости мирового рынка нефти и газа

Нефть       Газ       Добыча       Транспортировка       Компании       Рынок нефти и газа       Нефтепродукты транспорт       Политика и энергетика       Архив Россия   Украина Беларусь   Прибалтика   Европа   США   Южная Америка   Китай Индия   Ближний восток

Природный газ

Рынок природного газа

(если у Вас где-то открывается неверная или старая страница - возможно это кэш Вашего браузера - нажмите F5)

От жидкого газа в мире начали отказываться

        В секторе СПГ 2019 год запомнится рекордным числом инвестрешений по строительству новых заводов (суммарной мощностью 95 миллиардов кубометров в год).
      Несмотря на эти цифры, еще несколько производств намеревались, но не успели принять решения по строительству.
      На этом фоне наблюдатели рассуждают, будут ли запущены новые стройки заводов СПГ и в нынешнем году.
сжиженный газ

      Казалось бы, избыток на рынке и текущие сверхнизкие цены на сжиженный газ должны охладить пыл строителей новых заводов СПГ.

      Определенное психологическое давление эта ситуация, конечно, оказывает, но одновременно участники рынка держат в голове длительность строек, а потому высокую инерционность процессов.
      Ведь как массированные стройки 2011-2015 годов (австралийские, а следом и американские заводы) обеспечили текущий избыток на рынке, так и провал по объему инвестиций в 2016-2018 годах обеспечит если не дефицит, то большую сбалансированность рынка в 2021-2024 годах, поскольку в первой половине 2020-х новых производств будет открываться вовсе не много.

      Идем дальше: рекордные инвестрешения 2019-го, в свою очередь, обеспечат новый резкий скачок предложения в районе 2025 года.
      Баланс тут, конечно, зависит от труднопрогнозируемого спроса. К примеру, при его росте на десять процентов в год мы увидим за пятилетку и дефицит СПГ. Правда, это слишком оптимистичный сценарий (тем более что в КНР в это время начнет массово поступать российский трубопроводный газ).
      Скажем, Shell в своем последнем обзоре прогнозирует лишь четырехпроцентный среднегодовой темп прироста спроса на СПГ в ближайшие 20 лет.

      Поэтому если в текущем году компании запустят стройки еще нескольких проектов на десятки миллиардов кубометров, то создадут сложности как себе, так и другим участникам рынка.
      В идеале эти инвестрешения желательно сдвинуть на 2021-2022 годы, чтобы "размазать" новое предложение более ровным слоем по второй пятилетке 2020-х.

      Что же это за проекты, которые остались на бумаге в прошедшем году, но тем не менее "бьют копытом"?
     Это в первую очередь Катар, еще один проект в Мозамбике, а также ряд американских производств.
      Основной интерес — к Катару и США, поскольку потенциальные объемы там самые большие.

      И вот пришли новости из Катара: Qatar Petroleum откладывает на несколько месяцев выбор западных партнеров для своих новых СПГ-проектов, это автоматически означает, что и принятие инвестрешения по строительству задерживается.
      Катар запланировал очень серьезное расширение своих заводов СПГ — до 126 миллионов тонн с текущих 78 миллионов.
      И хотя понятно, что запуск новых линий будет постепенный, прибавка в любом случае велика.
      И то, что Катар немного задерживает стройки новых производств, позитивно для среднесрочных балансов на рынке СПГ.

      А что в США?
      Здесь традиционно масса проектов. Низкие внутренние цены на газ (которые из-за проблем сланцевых добытчиков, конечно, неустойчивы) только поддерживают интерес к новым СПГ-проектам.
     Но завод СПГ строится четыре года, понятно, что к тому времени ситуация уже будет другая: газовые компании не могут все время работать в убыток, они просто снизят объемы бурения на газ, и цены придут к норме.

      Разумеется, это понимают все участники рынка, но определенная эйфория от низких внутренних цен, которые сделают конкурентоспособными и экспортные поставки, все же присутствует.
      На другой чаше весов — текущая ситуация на рынке, когда отгрузки СПГ даже с действующих заводов могут снизиться. Напомним, что уже давно текущие спотовые цены на СПГ не покрывают полную себестоимость производства, но экспорт не останавливается.

      Отчасти это может быть связано с тем, что трейдеры — покупатели американского СПГ (с привязкой к внутренним ценам) перепродают топливо по контрактам с "нефтяной" ценовой привязкой.

      Но главное, о чем уже неоднократно говорилось: экспорт будет продолжаться, даже если цена СПГ покрывает только операционные расходы (без учета капитальных затрат на сжижение).
      До последнего времени так и происходило. И вот буквально на днях появилось сообщение. Испанская Naturgy (бывшая Gas Natural Fenosa), действующая как трейдер, отказывается от двух грузов СПГ, которые приобретает у американской Cheniere Energy (пионер экспорта и владелец многих заводов СПГ в США).

      При этом в любом случае компания заплатит за сжижение (согласно условию "сжижай или плати") 2,5 доллара за миллион БТЕ, то есть примерно 90 долларов за тысячу кубометров.
     Конечно, их она платила и раньше, но эти обязательные расходы хотя бы частично покрывались из доходов от продажи СПГ.

      Любопытно, что компания Naturgy — одна из первых покупателей американского СПГ, а потому обеспечивала гарантированную оплату за сжижение ближе к минимальной границе.

      Если от СПГ начнут отказываться и другие участники рынка, которые договаривались позже, то им придется выплачивать большую фиксированную сумму за сжижение, вплоть до 3,5 доллара за миллион БТЕ (125 долларов за тысячу кубометров).
      Расчет, почему СПГ оказался не нужен, простой. Внутренние цены на обычный газ в США сейчас на уровне двух долларов за миллион БТЕ, плюс к тому 15% от этой суммы нужно отдать в качестве операционных расходов на сжижение.

     И еще около доллара стоит транспорт на газовозах до Европы (в Азию — дороже). Уже получается 3,3 доллара, в то время как цены на мировых рынках находятся на уровне трех долларов за миллион БТЕ.
      Добавим для сравнения, что полная цена СПГ (если добавить 2,5 доллара обязательных платежей для компании Naturgy, отражающих капитальные затраты на строительство завода) составила бы 5,8 доллара в Европе.

      Подытожим. Все понимают, что текущие цены (помимо того, что не покрывают затраты на производство) никак не могут отражать балансы на рынке спустя пять лет.
      Но непростая текущая ситуация на газовом рынке вынуждает компании повременить с новыми инвестрешениями.
     Это и неплохо, так как в прошлом году запущено много новых строек, поэтому, чтобы не столкнуться с новым избытком в середине десятилетия, желательно сделать небольшую паузу.

      Любопытно, что в долгосрочных планах не всегда упоминаются два российских проекта. Во-первых, это "Обский СПГ" компании "Новатэк".
      Скорее всего, решение по строительству здесь будет принято не раньше следующего года.
      Во-вторых, это "Балтийский СПГ" с участием "Газпрома".

      В своих последних планах компания анонсировала, что выход на полную мощность намечен уже на 2024 год. Но, вероятнее всего, сроки будут сдвинуты.
      Стройка еще не началась, не менее четырех лет нужно потратить на строительство. Кроме того, напомним, что это интегрированный проект с газохимическим производством.
     С одной стороны, это усложняет процесс строительства.
      С другой — при благоприятной ситуации на рынке газохимии экономика интегрированного проекта будет меньше зависеть от обстановки на рынке СПГ.

      Александр Собко
      ria.ru
      23.02.20


Россия заработает на глобальном потеплении

        Развитие водородной энергетики становится существенной тенденцией на европейском энергетическом рынке.
      Несмотря на то что в настоящее время себестоимость так называемого зеленого водорода (о чем подробнее — ниже) высока и это топливо не может честно конкурировать с традиционными энергоносителями, в странах с активной климатической повесткой этому виду топлива уделяется особое внимание.

      биодизель
      Причин тому несколько. Во-первых и в-главных, это неравномерность выработки электроэнергии с помощью ВИЭ. Развитие возобновляемой энергетики уже сталкивается время от времени с перепроизводством электроэнергии из возобновляемых источников, в первую очередь от ветра.

      В будущем, с ростом мощностей, проблема будет только увеличиваться. Аккумуляторные накопители, особенно на длительных временных интервалах, не могут и не смогут решить проблему.
      Стать таким накопителем, как считается, может водород.

      Во-вторых, конечно, подкупает чистота этого топлива, ведь в качестве продукта сгорания получается только вода. Использование топливных элементов или традиционных турбин для генерации электричества, экологически чистые водородные автомобили...
      Примеров можно привести массу.

     "Газпром" в своих долгосрочных (вероятно, в перспективе десятилетий) планах уже напрямую предполагает в будущем поставки водорода на заинтересованные в этом рынки, на первых порах — в виде смеси с метаном.

     Остаются главные вопросы: где же взять достаточно дешевый газ и удастся ли сделать дешевым водород, получаемый из "лишней" возобновляемой энергии?
      Источников водорода может быть много. Водород даже классифицируется как "зеленый", "серый" и "синий", иногда к ним добавляют "желтый".
      Разумеется, это все — одни и те же молекулы, формальная классификация характеризует лишь способ получения.

      "Серый" водород "добывают" при паровой конверсии метана (природного газа).
     Этот процесс легко осуществить с практической точки зрения, однако в ходе химической реакции выделяется углекислота, причем в тех же объемах, что и при сгорании природного газа (плюс к тому — расходы энергии на конверсию). И если Россия начнет продавать в Европу именно такой водород, нас не поймут.
      Поскольку глобальная задача использования водорода — сократить эмиссию углекислого газа.

      "Голубой" водород — это тот же "серый" водород по методу получения, но выделяемый при конверсии углекислый газ улавливается и захороняется (так называемая технология CCS, carbon capture and storage).
      Эта дорогостоящий способ, который на уровне тестовых проектов уже многие годы используется в мире, однако не получает ожидаемого развития.
      А значит, такой водород окажется слишком дорогим, чтобы его можно было выгодно продать.

      Наконец, "зеленый" водород — основной интерес Европы. Производится электролизом воды с помощью электроэнергии от ВИЭ.
      Полученный таким образом водород является накопителем электроэнергии, что позволяет сглаживать неравномерности генерации от солнца и ветра.
     Проблема этой красивой схемы известна: большие потери энергии при трансформациях.

      Сначала — электролиз, где КПД находится в лучшем случае на уровне 80%, часто ниже. Затем — сжигание водорода, где также коэффициент полезного действия не более 60%.
      Перемножив одно на другое, получим, что половина энергии ВИЭ (повторимся, в некоторых случаях — и больше) теряется при двойной трансформации в хранение и обратно.

      И когда нам говорят о дешевой энергии ВИЭ, скажем, 40 долларов за мегаватт-час, нужно помнить, что для части той энергии, которая пойдет на хранение, эти цифры нужно умножить как минимум на два. Получается уже 80 долларов.

      Но это только прямые потери энергии при двойной конверсии.
      Есть еще значительные капитальные затраты на электролизеры. В результате стоимость килограмма водорода (самая распространенная мера этого топлива) находится на уровне четырех долларов.

      Один килограмм водорода в энергетических единицах — это 33,3 киловатт-часа. С учетом потерь при переходе в реальную электроэнергию (киловатт-часы) при его сжигании (КПД = 60%) получим, что килограмм водорода нам даст 20 киловатт-часов.
      То есть четыре доллара за 20 киловатт-часов, или 200 долларов (!) за мегаватт-час (это без учета стоимости генерации электроэнергии из водорода на ТЭС).
      Ожидается снижение стоимости электролизеров, но это вопрос лишь дополнительных 20-30%.

     Сейчас энергия ВИЭ по цене уже близка к стоимости электроэнергии на оптовом рынке в Европе.
     Но если мы будем решать проблему непостоянства через конверсию в водород, эта "дополнительная" энергия уже окажется кратно дороже. Тем не менее именно на "зеленый" водород делается основная ставка.

      Частным случаем может считаться "желтый" водород, получаемый из "лишней" энергии АЭС. Понятно, что по различным причинам доля такого водорода на рынке окажется небольшой.
      Да, Европа имеет право тратить любые деньги на борьбу с климатическими изменениями и делать столь экзотические решения. Но при чем, казалось бы, здесь "Газпром"?

      Электроэнергия из природного газа уже сейчас (если говорить не о текущих низких, а об адекватных ценах на голубое топливо) находится на одном уровне (или даже чуть дороже) с ВИЭ по себестоимости, и преимущество заключается в том, что энергия из газа — это стабильная генерация.
      Плюс к тому, конечно, сохраняется спрос на газ в отоплении и промышленности. Но водород из газа с нулевыми выбросами за счет технологии CCS или других похожих механизмов явно будет сильно дороже.
      И не сможет выиграть межтопливную конкуренцию.

      Решением может стать технология пиролиза — разложения природного газа, метана (CH4), на углерод и водород. В таком случае углекислый газ не выделяется, а углерод (условно говоря, в виде угля) остается в твердом виде.
      Это энергетически затратный процесс, и на него придется тратить часть получаемого водорода, но на выходе мы получим чистый водород с нулевыми выбросами. С теоретической точки зрения здесь все просто, однако на практике эти технологии находятся в стадии разработки, поэтому говорить о себестоимости еще рано.

      Но, очевидно, именно на этот вариант хотел бы сделать ставку "Газпром". Ведь в случае успеха можно будет получать из природного газа водород без каких-либо углеродных выбросов. Практически идеальное решение, к которому не придерешься с точки зрения климатической повестки.
     Впрочем, пока нужно понять, удастся ли здесь решить практические задачи и создать коммерчески успешную технологию.
      Вопрос остается открытым.

      Но плюсом использования водородных технологий является то, что водород во многих сферах можно подмешивать к смесям с природным газом.
      В результате, во-первых, можно использовать действующую газовую инфраструктуру.
      Во-вторых, организовать плавный переход от природного газа к водороду — по мере разработки соответствующих технологий и увеличения мощностей по производству водорода.

      Подытожим. У нас может быть в теории (если совсем упрощенно) две схемы развития энергетики ВИЭ.
      Первый вариант. Ставятся ветряки и солнечные панели в таком объеме, когда на максимуме производства они покрывают весь спрос.
     А все остальные провалы компенсируют газовые станции, работающие в режиме поддержки.
      Этот, как еще недавно казалось, оптимальный для синергии ВИЭ и природного газа вариант последнее время со скепсисом рассматривается странами с климатической повесткой, направленной на полный отказ от ископаемых видов топлива.

      Второй вариант — это когда мощностей возобновляемой энергетики (по средней выработке) хватит, чтобы покрывать абсолютно весь спрос. Но неравномерности придется связывать водородной энергетикой.
      В таком случае итоговая цена электроэнергии окажется средней (в зависимости от соотношения) между достаточно дешевой энергией ВИЭ, которую удается использовать сразу, и дорогой энергией ВИЭ, которую пришлось хранить через двойную трансформацию в водород и обратно.

      На практике же, вероятно, получится нечто среднее. И если удастся постепенно заместить природный газ водородом, вырабатываемым из этого же природного газа пиролизом, это обеспечит природному газу новый статус — не "переходного топлива" на пути к декарбонизации, а абсолютно экологически чистого топлива.

      Подчеркнем, что речь здесь идет об очень долгосрочной перспективе. В ближайшие годы спрос на газ в Европе не снизится.
      Но переход к описанной схеме поддержит спрос на многие десятилетия вперед.
Ведь вне зависимости от нашего отношения к глобальному потеплению для многих европейских стран использование топлива с нулевым углеродным следом важно.
      И они будут готовы за него платить.

      Александр Собко
      ria.ru
      20/02/20


Дешевый газ снижает привлекательность альтернативной энергетики

        Этот год почти наверняка станет рекордным в области развития солнечной и ветровой энергетики в США. Планируемые расширения в этой сфере достаточно значительны, чтобы вселить надежды на создание безэмиссионных электрических сетей в течение одного поколения.
      Но этому процессу может помешать дешевый природный газ, передает worldoil.


      транзит через польшу При нынешнем уровне цен природный газ нужно рассматривать как препятствие на пути развития альтернативной энергетики.

      По мнению многих прогнозистов, цены останутся низкими в течение многих лет и это усложнит достижение целей, связанных с нулевым выбросом углерода при производстве электроэнергии.

      «Газа слишком много, и это значительно усложняет переход к декарбонизации», — говорит Равина Адвани, глава отдела энергетики, природных ресурсов и возобновляемых источников энергии в BNP Paribas SA.

      Поток дешевого газа имеет большой экологический потенциал, поскольку он оказывает растущее давление на угольные электростанции, которые в значительной степени способствуют глобальному потеплению.
      Но это также снижает рентабельность ядерных реакторов, которые на данный момент являются главным источником безуглеродной энергии в США.

      По словам Коди Мура, руководителя отдела торговли газом и электроэнергией в Mercuria Energy America LLC, если газ будет дорогим, наращивание возобновляемых источников энергии будет происходить быстрее.

      Достаточно взглянуть на самую большую электросеть в США, которая простирается от Вашингтона до Чикаго и обслуживает более 65 млн человек.
      В ней быстро растет доля энергии, генерируемой газовыми электростанциями, но сокращаются темпы роста энергии из возобновляемых источников.

      Эта сеть пересекает ту часть США, в которой расположены некоторые из самых больших запасов природного газа в мире.
      И это является одной из причин, по которой стоимость газа в Соединенных Штатах упала ниже $2 за миллион британских тепловых единиц (mmBtu). Это самая низкая цена в это время года с конца 1990-х гг.
      В Азии цены упали до менее $3/mmBtu на фоне перенасыщения мировых поставок и снижения спроса со стороны Китая из-за вспышки коронавируса. В Европе цены достигли 10-летнего минимума.

      «Это плохо для рынка новой энергии, — говорит Джонатан Белл, менеджер по развитию бизнеса в компании DNV GL по оценке рисков и обеспечению качества. — Это оказывает большое давление на возобновляемую энергетику».

      «Мы используем солнечную и ветряную энергию больше, чем когда-либо. Но до тех пор, пока мы не попытаемся целенаправленно вытеснить из обихода некоторые виды топлива … одни только рыночные механизмы не смогут успешно вытолкнуть ископаемое топливо из энергетического баланса», — говорит Ноа Кауфман, научный сотрудник Центра глобальной энергетической политики Колумбийского университета.

      По данным BloombergNEF, в прошлом году инвестиции в альтернативную энергетику выросли на 28% до рекордных $55,8 млрд. По данным Управления энергетической информации США (EIA), с настоящего времени до 2050 г. возобновляемая энергия будет самым быстрорастущим источником электроэнергии, на долю которого придется до 38% генерирующих мощностей.

      Тем не менее, природный газ и дальше будет использоваться, чтобы компенсировать провалы в работе альтернативных электростанций, которым для нормальной работы необходимы ветер и солнце.
      По крайней мере, до тех пор, пока будут развиваться технологии аккумулирования энергии, которые могли бы ослабить связь энергосетей с ископаемым топливом.

      Без этого «мы не сможем перейти на 100% возобновляемую энергетику, — считает Том Рамси, старший вице-президент компании Competitive Power Ventures, которая строит как газовые, так и возобновляемые электростанции.
      — Есть такие цели, которые определяют политическое поведение. Но реальность такова, что невозможно поддерживать [работоспособность] электросетей без прорыва в области хранения электроэнергии.
      Без этого нам понадобится ископаемое топливо».

      Как сообщал enkorr, уже к концу 2016 г. возобновляемая энергия оказалась дешевле углеводородной в 30 странах. Среди таких государств, в частности, назывались Австралия, Бразилия, Мексика и Чили.

      enkorr.ua
      18/02/20


У "сланцевой революции" кончается дешевый газ

        За последние дни произошли два заметных события на американском рынке газа: цены на основном биржевом хабе страны упали ниже психологической отметки в два доллара за миллион БТЕ (британских термических единиц, это примерно 70 долларов за тысячу кубометров), а крупнейший в стране газодобытчик, компания EQT, объявила о миллиардных списаниях.

      сланцевая нефть Почему это интересно для нас. Во-первых, эта история позволит оценить, какова же реальная себестоимость сланцевого газа.
      Во-вторых, внутренние цены на газовом рынке США влияют на доходность и перспективы американского экспорта СПГ. А теперь — подробности. Проблемы сланцевой добычи нефти в США последнее время обсуждаются немало.

      Прогнозы на текущий год здесь разнятся: от заметного годового прироста до падения добычи.
     Напротив, добыча сланцевого газа сейчас обсуждается намного реже. Почему?

      В газовой добыче США мы видим в последние годы лишь поступательный стабильный рост производства (к примеру, свыше десяти процентов прироста в прошедшем году) на фоне низких цен.
      Газа много, его хватает и на выросший экспорт СПГ, и на трубопроводный экспорт в Мексику, и на активное замещение угля во внутреннем потреблении.
      Напомним, что сейчас добыча газа в США составляет 950 миллиардов кубометров, то есть чуть-чуть не дотягивает до отметки один триллион кубометров газа в год.

     Вроде бы все хорошо. Но что за кулисами? Сначала обратимся к самому простому, но важному параметру — числу работающих буровых установок.

      Как и в нефтяной сфере, их число в течение последнего года имеет тенденцию к снижению. Но если число работающих буровых "на нефть" в США за год снизилось на 20 процентов, то работающих "на газ" — аж на 40 процентов (!), со 198 до 120 штук.
     Пока это не влияет на объемы добычи, которая даже растет, что, в частности, объясняется инерцией, попутной добычей газа при добыче нефти, а также и растущей эффективностью и добычи, и темпов работы буровых установок.

      Однако бесконечно этот процесс продолжаться не может.
     Кроме того, растущая добыча даже на фоне увеличения спроса приводит к падению цен, и текущие котировки уже категорически не устраивают основных производителей газа.

      О проблемах (близость к банкротству) компании Chesapeake известно давно. Однако эта компания все же невыгодно выделяется на общем фоне — и за счет работы на "неудачных" месторождениях с сухим газом (не содержащем более дорогих компонент), и за счет прочих сложностей, связанных с тем, что это пионер сланцевой добычи, которому достались и все "шишки" первопроходца.
      Впрочем, и другие производители чувствуют себя, мягко говоря, неважно.
      Так, в декабре Chevron, компания-супермейджор, заявила о списаниях в 11 миллиардов долларов, около половины из которых пришлось на добычу сланцевого газа.

      А теперь крупную сумму — до 1,8 миллиарда долларов — планирует списать и компания EQT, крупнейший в стране газодобытчик. Акции этой компании нащупывают новое дно, а облигации переведены в разряд "мусорных".
      Важно, что обе компании (и Chevron, и EQT) работают при этом на самом лучшем с точки зрения качества сланца месторождении Marcellus: там и хорошая производительность, и "жирный" газ.

      Но каким бы хорошим ни было месторождение, все-таки 70 долларов за тысячу кубометров — это совсем небольшая цена. Кроме того, 70 долларов — это цена на главном хабе страны Henry Hub, куда газ нужно еще доставить, при этом на локальных хабах цены часто еще ниже. Для понимания проблемы стоит обсудить, чем похожа и чем отличается экономика добычи сланцевого газа и сланцевой нефти. А также их взаимосвязи.

      Одна из особенностей сланцевой нефтедобычи — близость себестоимости к биржевой цене нефти, когда несколько долларов в цене реализации могут повлиять на экономику и быстро вывести из убытков в прибыли и наоборот. В результате — обилие различных прогнозов по объемам добычи и финансовому состоянию компаний.

      То же самое в первом приближении касается и газа. "Разница в цене между 2,75 доллара за миллион БТЕ и 2,5 доллара оказывает большое влияние", сообщал еще в декабре глава EQT. Сейчас же цены, повторимся, даже пробили уровень в два доллара и достигли отметки 1,9. Конечно, сейчас основная причина — теплая погода, но цена уже давно ниже 2,5 доллара, что не устраивает даже лучших производителей.

      Однако есть на газовом рынке и отличия от нефтяного. Во-первых, формирование цены. Цены на нефть, в том числе и на американском рынке, отражают глобальный баланс спроса и предложения. Конечно, здесь есть взаимозависимость: сланцевая добыча влияет на глобальные цены, а, в свою очередь, уровень нефтяных котировок определяет интенсивность бурения, динамику сланцевой добычи.

      Эта взаимозависимость во многом и определяет массу противоречивых прогнозов и сюжетов, сопровождающих сланцевую добычу нефти.

      Напротив, газовый рынок в значительной степени остается локальным североамериканским. Да, развитие экспорта СПГ создает определенную связку с мировым газовым рынком. Но на экспорт идет менее десяти процентов от американской газовой добычи, так что пока эта связка не является балансиром рынка.

      Казалось бы, в таком случае проще работать "невидимой руке" рынка. Однако это происходит небыстро и, как мы видим, занимает годы. Во-первых, как и при добыче сланцевой нефти, велика инерция. Во-вторых, при добыче газа существует фактор попутной добычи так называемых жидких фракций, легких углеводородов.

     Они выделяются и реализуются отдельно, по более высокой цене. На участках с большим содержанием этих фракций (так называемый жирный газ), компании могут получать основную прибыль именно от них, а не от реализации газа.
     Напротив, компании, добывающие "сухой" газ, без подобных добавок, страдают больше всего.

      Предельным случаем этой истории является третий аспект: попутная добыча газа уже при нефтяной добыче.
     Этот фактор также давит на цены, так как природный газ в этом случае является побочным продуктом, а в некоторых случаях имеет и отрицательную стоимость (если есть дефицит газопроводных мощностей и штрафы на сжигание попутного газа).

      Тем не менее базовые принципы остаются прежними. Если цены низкие, нужно прекращать бурение, по крайней мере производителям, у которых нет дополнительных доходов от реализации жидких фракций.

      Постепенно так и происходит. Уже упомянутая компания EQT планирует потратить в этом году на треть меньше, чем в 2019-м.
      Притом что и в прошлом году затраты были ниже, чем в позапрошлом (что наглядно видно и по падению числа буровых), аналогичная динамика капзатрат и в других компаниях.

      Управление энергетической информации США предполагает в последнем прогнозе, что в течение первой половины 2020 года цены будут низкие (2,3 доллара за миллион БТЕ), а добыча — хоть медленно, но продолжит расти (около трех процентов роста за год).
      Но уже в 2021 году объем добычи упадет.
      Соответственно, в дальнейшем цены будут медленно увеличиваться. Впрочем, с точки зрения цен прогноз уже не сбылся: 1,9 доллара за миллион BTE даже не подразумевалось на прогнозном графике.
      Таких низких цен не наблюдалось с начала 2016 года. Если текущий ценовой уровень сохранится, это может привести к более быстрому сворачиванию части бурения на газ с ростом цен и падением добычи.

      Какие итоги и чем эта история интересна нам?

      Во-первых, на фоне текущей картины стало ясно, что цены на газ ниже 2,5 доллара за миллион БТЕ являются неустойчивыми.
      При этом постоянно списывать низкие цены на газ на "фактор жидких фракций" было бы неправильным, так как этот фактор уже в цене.
      Добытчики газа терпят убытки и сокращают капитальные затраты. С другой стороны, следует помнить, что 16 процентов американской добычи газа — это попутный "нефтяной" газ, при этом десять-пятнадцать кубометров (то есть 1-1,5 процента от газовой добычи) по-прежнему сжигается.
      Это — потенциал роста добычи даже вне зависимости от ситуации у "газовиков".

      Для нас же важнее всего, что уровень в 2,5 доллара за миллион БТЕ, со всеми сделанными выше оговорками, становится долгосрочной поддержкой для уровня внутренних цен на газ.
      В свою очередь, рост долгосрочных цен в перспективе увеличивает и полную себестоимость американского СПГ.

      В условиях, когда при текущем ценовом окружении практически все крупные участники рынка испытывают трудности с обслуживанием долга и вынуждены сокращать затраты, заявления некоторых участников рынка СПГ о наличии у них запасов дешевого газа лучше воспринимать критично.

      Александр Собко
      ria.ru
      23/01/20


Нихон кэйдзай (Япония): Япония и Россия приступают к строительству гигантского завода

        Министерство экономики и промышленности Японии и концерн «Итотю сёдзи» договорились о запуске на Дальнем Востоке России нового крупного проекта по строительству большого завода по сжижению природного газа.
      Предприятие начнет свою работу уже в 2027 году и обеспечит около 10% японских потребностей в сжиженном газе (СПГ).


      Ожидается, что расходы по строительству завода составят порядка 10 миллиардов долларов. В данном проекте просматривается желание России расширить экспорт своего газа с Западной Европы на Азию.
      Япония в результате реализации проекта тоже укрепит свои отношения с Россией и диверсифицирует источники поступления в страну энергоносителей.
      nikkei.com

     Основными участниками проекта являются японское министерство экономического развития и промышленности, международный концерн Exxon Mobil и российский государственный энергетический гигант «Роснефть».
      В проекте также принимает участие группа японских компаний — «Итотю сёдзи» и другие, входящие в «Консорциум по развитию нефтедобычи на Сахалине» (Токио, Минато-ку).

      Именно этот консорциум начинал проект «Сахалин-1». Он и привлек к новому проекту ряд крупных инжиниринговых американских и западных компаний. На месторождении «Сахалин-1» уже добывается нефть, а по новому подводному 200-километровому газопроводу газ будет поступать на материковую часть России, где планируется производить 6,2 миллиона тонн сжиженного газа.

      До этого имелись планы расширения СПГ-проекта «Сахалин-2» и строительства такой же газопроводной ветки до материка.
      Однако переговоры участников проекта приостановились из-за вопросов ценообразования, так что СПГ проект «Сахалин-2» будет производить СПГ на Сахалине и отгружать ее потребителям оттуда.
      Это подтвердил недавно и президент компании «Роснефть» Игорь Сечин. Упоминавшийся консорциум весной 2020 года начнет работу над проектом с участием крупнейших азиатских энергетических компаний JERA и «Токио газ». В 2021 году будет принято окончательное решение по инвестициям в проект.

      Россия является второй страной в мире по объемам газодобычи. Из добытого газа около 40% отправляется на экспорт. Большая часть российского природного газа по трубопроводам направляется в страны Западной и Восточной Европы.

      В последнее время в ней нарастают критические настроения по отношению к России. В качестве альтернативы Россия расширяет экспорт энергоносителей в Азию.
     На действующем заводе по сжижению газа на месторождении «Сахалин-2» сейчас производится более 10 миллионов тонн СПГ, который экспортируется в Японию и другие страны региона.

      Япония является самым крупным покупателем СПГ в мире. Основная его часть поступает с Ближнего Востока и из Австралии. Доля России составляет порядка 8%.
      В условиях, когда в мире происходит все более заметное усиление присутствия Китая, Япония хочет увеличить импорт энергоносителей и повысить стабильность их поступлений.

      Чрезмерная зависимость в энергопоставках от России тоже несет с собой определенные риски. Для Японии новый проект является третьим после «Сахалина-1» и «Сахалина-2».
      Помимо этого, в планах России есть еще перспективный проект «Арктика-2».

      inosmi.ru/ Nihon Keizai, Япония
      25.12.19


Цена российского газа в Европе снова превысила биржевые котировки

        Конъюнктура европейского газового рынка в первой четверти 2019 года резко ухудшилась.
     В период с начала января по конец марта цена на разных биржевых площадках сократилась на 30-40% до $160-170 за тыс. куб. метров.
      В среднем за первый квартал биржевой газ подешевел в годовом сравнении на 10-20% до $220-230 за тыс. куб. метров.


      природный газСнижение произошло из-за теплой зимы, наплыва сжиженного газа и высокого уровня загрузки европейских газохранилищ в конце осенне-зимнего периода.

      Вместе с тем, российский трубопроводный газ, цена которого имеет высокую степень привязки к нефтяным котировкам, напротив, за год подорожал почти на 10%.
      Средняя экспортная цена поставок газа «Газпрома» в дальнее зарубежье в первом квартале 2019 года составила $254 за тыс. куб. метров против $232 в январе-марте прошлого года.

      Как видно, российский газ стал на $20-30 дороже биржевого. В предыдущие три года цена российского газа была либо равна биржевой, либо ниже его. Это обеспечивало ему дополнительное конкурентное преимущество наряду с надежностью и оперативностью поставок.
      Отчасти за счет этого преимущества экспорт российского газа уверенно рос три года подряд и в 2018 году достиг рекордного значения 220 млрд куб. метров.
      В 2019 году, по всей видимости, рекорда уже не будет.

      По итогам первого квартала экспорт российского газа сократился, по данным ФТС, на 0,5% или на 260 млн куб. метров до 61,5 млрд куб. метров.
     Снижение вроде бы не очень большое, но, во-первых, оно произошло впервые за несколько лет, а во-вторых, не весь пересекший границу газ был продан конечному потребителю.
      Во всяком случае, по данным «Газпрома», реализация газа за рубежом сократилась на 10,4% или почти на 7 млрд куб. метров.

      Такая разница в показателях, по всей видимости, обусловлена активной закачкой газа в газохранилища. Эта версия подтверждается расхождениями данных по некоторым странам.
      В частности, по данным ФТС, экспорт в Нидерланды и Германию, увеличился, тогда как, по данным «Газпрома» реализация газа в эти страны существенно снизилась. Также значительный объем экспорта наблюдается в Австрию, тогда как объем реализации был гораздо меньше. Во всех этих странах у «Газпрома» имеются собственные газохранилища.
     Такое совпадение вряд ли случайно. Видимо, в текущем году эти газохранилища используются с максимальной возможностью.

      Причина такой беспрецедентной запасливости не очень ясна.
      Высказывается мнение, что это обусловлено предстоящим завершением транзитного контракта с Украиной и связанного с этим беспокойством по поводу возможных рисков с поставками будущей зимой.

      Также обращает внимание резкое снижение экспорта российского газа в Турцию – на 43% или на 3,4 млрд куб. метров.
      В прошлом году Турция занимала второе место в экспорте российского газа, а в первом квартале текущего года опустилась на пятое место, пропустив вперед Белоруссию, Италию и вышеупомянутую Австрию.
     Отчасти такой спад обусловлен экономическими проблемами страны и девальвацией лиры. Кроме того, после запуска в прошлом году Трансанатолийского газопровода (TANAP) конкуренция на турецком рынке резко обострилась, и российский газ был потеснен азербайджанским.

      Руководство «Газпрома» ранее сообщало, что в 2019 году экспорт в страны дальнего зарубежья составит не менее 200 млрд куб. метров, то есть примерно на уровне 2018 года.
      riarating.ru
      03/12/19


К 2050 году доля газа вырастет до 27%

        Форум стран - экспортеров газа (ФСЭГ) ожидает, что к 2050 году страны Африки будут добывать более 10% газа от мирового уровня, объем добычи вырастет в 2,6 раза по сравнению с 2018 годом.
      Об этом сообщил генеральный секретарь ФСЭГ Юрий Сентюрин, выступая на втором газовом семинаре организации.


     природный газ "Сейчас Африка занимает долю в примерно 6% в мировом производстве газа, но мы прогнозируем рост этого показателя выше 10% к 2050 году.

      Ежегодное производство газа в Африке, как ожидается, вырастет с 236 млрд кубометров в 2018 году до более 620 млрд кубометров к 2050 году. Таким образом, почти одна пятая мирового роста добычи газа придется на Африку", - сказал он.

      По словам Сентюрина, в Африке сосредоточено огромное количество ресурсов, в том числе газа, но пока не хватает инвестиций.

      "Африка привлекает все больше внимания ФСЭГ, это очень многообещающий и перспективный регион для газовой промышленности.
     Огромная доля ресурсов здесь еще не разработана, особенно на глубоководном шельфе, по разным причинам: нехватка инвестиций, технологий", - добавил он.

      Спрос на энергоносители

      Как добавил Сентюрин, ФСЭГ ожидает, что к 2050 году спрос на газ впервые в истории обгонит по этому показателю нефть и займет 27-процентную долю на рынке энергоресурсов.

      "Мы ожидаем, что к 2050 году спрос на энергоносители в мире вырастет почти на 30%. При этом природный газ будет единственным углеводородным ресурсом, который увеличит свою долю в мировом энергобалансе - с 23% до 27% к 2050 году, опередив уголь к концу 2020-х годов и сравнявшись с нефтью к концу прогнозируемого периода", - сказал он.

      Согласно презентации к докладу Сентюрина, сейчас доля нефти на рынке составляет 32%, угля - 26%, газа - 23%. К 2050 году доля нефти сократится до 26%, угля - до 18%, а доля газа вырастет до 27%.
      В целом спрос на энергоресурсы в мире увеличился на 28%, при этом спрос на газ возрастет на 52% - с 3,924 трлн кубометров в год до 5,966 трлн кубометров.

      По словам Сентюрина, природный газ может стать альтернативой ряду других ископаемых источников энергии, заняв центральную роль.
      "К примеру, использование природного газа может снизить выбросы CO2 в секторе транспорта", - отметил он.

      Производство СПГ

      ФСЭГ также ожидает, что к 2050 году производство СПГ может вырасти почти в 2 раза (87%) - с 326 млн тонн в 2018 году до 590-610 млн тонн к 2050 году.
      "По нашим данным, доля газа в сжиженном виде составит к 2050 году около 590-610 млн тонн", - сказал он.

      "В 2018 году было 326 млн тонн, получается почти в два раза больше, по нашим данным", - добавил Сентюрин.
      Он подчеркнул, что прогноз ФСЭГ менее оптимистичный, чем у главы "Новатэка" Леонида Михельсона, который ожидает роста производства СПГ до 700 млн тонн уже к 2030 году.

      ФСЭГ - межправительственная организация, объединяющая ведущих мировых экспортеров газа. Членами ФСЭГ являются Алжир, Боливия, Венесуэла, Египет, Иран, Катар, Ливия, Нигерия, Объединенные Арабские Эмираты, Россия, Тринидад и Тобаго, Экваториальная Гвинея.
      На их долю приходится до 70% мировых доказанных запасов газа. Статус наблюдателей имеют Ирак, Казахстан, Нидерланды, Норвегия, Оман и Перу.
      tass.ru
      28.11.19


Сжиженного газа слишком много. Россия заменит его новой трубой в Китай

        Считается, что сжиженный природный газ — более перспективный и дорогой вид топлива по сравнению с трубопроводным.
      Однако сейчас налицо переизбыток СПГ, цены на него не так велики, как раньше.
      А если так, зачем доплачивать за сжижение? В результате часть запасов российского сахалинского шельфа могут попасть в Китай по новому трубопроводу.


      lpg газ Неопределенность баланса глобального спроса и предложения на СПГ, пожалуй, еще долгие годы будет головной болью для производителей голубого топлива.
      Недавно казалось очевидным: до 2021 года будет избыток СПГ (из-за обилия заводов с началом строительства в 2010-2015 годах), потом новый дефицит (ведь в последние годы заводы почти не строились). Но этот прогноз окончательно уходит в прошлое.
      После затишья на рынке мы видим новый бум, который не собирается никуда исчезать.

      Только в 2019 году уже принято инвестрешений по строительству новых заводов на 63 миллиона тонн годовой мощности (в основном в США, а также в Мозамбике и России).
      Это пятая часть от всей мировой торговли СПГ. На этот год, наверное, достаточно, но дальше процесс продолжится.
      Французская Total на днях объявила о планах расширить свой строящийся завод СПГ в Мозамбике.

      Напомним, что в этом году принято решение по строительству двух линий (на 13 миллионов тонн в сумме) завода Mozambique LNG.
      И вот еще не построены первые две линии, а уже стало известно о намерении прокладки третьей и четвертой, так как газа для сжижения хватает. ExxonMobil еще не приняла инвестрешение по своему заводу в этой стране, но все равно уже вкладывает для начала 500 миллионов долларов в свой проект в Мозамбике — Rovuma LNG.
      А это еще 15,2 миллиона тонн СПГ в год.

      Если все эти планы сбудутся, то с учетом строящихся заводов (помимо завода компании Total, это и небольшой плавучий Eni) в сумме в стране будет свыше 44 миллионов тонн мощностей СПГ!
      Мозамбик в таком случае станет одним из мировых центров производства сжиженного газа, а со временем к нему присоединится и соседняя Танзания.

      По-прежнему приковано внимание к американскому рынку. Там остается много «проектов на бумаге» — они тем не менее тоже могут стать реальными заводами. Один из факторов сдерживания — это торговая война КНР и США, в результате которой импорт американского СПГ в Китай упал до нуля (ведь на это американское топливо Китай распространил импортную пошлину в 25%).
      Но уже обсуждается, что торговое соглашение между государствами подразумевает снятие пошлин.

      В первую очередь это приведет к тому, что спотовые партии сжиженного газа из уже действующих заводов США вновь могут попадать в КНР.
      Для перспектив американских проектов это очевидный плюс. В то же время остается открытым второй, главный вопрос.
      А именно: готовы ли китайские инвестиции прийти непосредственно в новые американские заводы СПГ? От ответа на него также будут зависеть перспективы новых строек в этой стране.

      Несмотря на определенные сложности с конкурентоспособностью американского СПГ (а такие сложности в условиях низких цен сейчас будут у многих), в США сохраняются и драйверы падения себестоимости для новых проектов.
      Капитальные затраты могут быть снижены до 500-600 долларов за тонну по сравнению со средними 800 долларами для проектов первой волны. Кроме того, помогут и огромные объемы попутного газа при растущей, хоть и медленно, нефтяной добыче.
     

      Только в Пермском (американском Пермском, по имени геологического периода) бассейне объемы сжигаемого попутного газа достигли очередного максимума — 7,7 миллиарда кубометров в годовом исчислении.
      Это, конечно, не абсолютно бесплатный газ: ведь, чтобы довести его до побережья, придется построить газопровод и заплатить за транспортировку. Тем не менее такие излишки оказывают давление на внутренние цены на газ и добавляют конкурентоспособности американским проектам СПГ.
      Огромные объемы топлива сгорают и на месторождении Баккен в Северной Дакоте (но там довести это сырье до побережья для сжижения окажется еще дороже).

      Планируются заводы СПГ и в других регионах мира, а еще официально не объявлял о запуске новых проектов Катар.
      В России все идет по плану. В этом году начато строительство «Арктик СПГ-2», еще не менее трех заводов различной мощности у «Новатэка» в проекте. Вероятен и завод «Газпрома» на Балтике.

      На этом фоне любопытно выглядит пока неофициальная информация об отказе от расширения (строительства третьей линии) завода «Сахалин-2» (находится под контролем «Газпрома»). Почему так происходит? Факторов несколько.
      Изначально в качестве газа для сжижения планировалось использовать сырье с проекта «Сахалин-1» (консорциум с участием «Роснефти» и иностранных партнеров).
      После того как осенью акционеры «Сахалина-1» приняли решение все же строить с использованием этого газа свой завод, «Дальневосточный СПГ», возможность получить этот газ для «Сахалина-2» окончательно закрылась.

      Правда, у «Газпрома» теоретически сохраняется опция: взять для этих целей газ со своего Южно-Киринского месторождения на сахалинском шельфе. Хотя разработка на фоне санкций там идет медленнее, чем планировалось.
      Но высока вероятность того, что газ с этого и других месторождений «Газпрома» на шельфе Сахалина действительно не будет сжижаться, а пойдет в Китай по «трубе». Такая возможность регулярно обсуждается.
      Почему это выгодно? Дело в том, что уже построен газопровод «Сахалин — Хабаровск — Владивосток», в котором достаточно свободных мощностей.

      Остается сделать небольшую перемычку — и газ с Сахалина вольется в тот же поток (но с востока), что и запасы Ковыктинского и Чаяндинского месторождений, которые будут в ближайшие годы поступать в КНР по «Силе Сибири».

      А «Газпром» в таком случае получит всю прибыль от продажи газа — в проекте «Сахалин-2» у компании 50% плюс одна акция.
      Но это лишь один из возможных вариантов развития событий. На этом фоне появились спекуляции и о влиянии будущих поставок российского трубопроводного газа на снижение импорта СПГ Китаем.

      Нужно отметить, что пока этот фактор не будет играть роли. В 2019 году «Газпром» экспортирует символические объемы в Китай, в 2020-м — около пяти миллиардов и десять миллиардов — в 2021-м.
      На максимум в 38 миллиардов объем поставок выйдет только за несколько лет.
      Но это еще не скоро. Кроме того, свою роль будет играть и развитие газопроводной инфраструктуры внутри Китая, что позволит (или не позволит) замещать между собой объемы изначально трубопроводного газа и регазифицированного СПГ в разных регионах страны.

      Любопытно, что в октябре Китай импортировал меньше СПГ, чем годом ранее. Такое снижение произошло впервые за трехлетний период. После многолетнего роста импорта это событие неожиданное, но, вероятно, разовое. Виной стал один неработающий терминал по приему СПГ.

      Определенный символизм в этом падении есть. Ведь темпы роста спроса на сжиженный газ в КНР в этом году заметно снижаются, по итогам десяти месяцев импорт вырос на 14%.
      Понятно, что расти чуть ли не на 50% ежегодно (как мы видели в два предыдущих года) неограниченно долго нельзя, тем более что и эффект низкой базы в таком случае быстро исчезает.
      Тем не менее замедление существенное.

      Азиатский газовый рынок в любом случае продолжит рост, вопрос только в балансе между спросом и предложением СПГ, а теперь и предложением российского трубопроводного газа. Ведь планы по расширению поставок «сетевого» газа в КНР сохраняются.
      В условиях переизбытка на рынке СПГ теряет статус премиального товара с более высоким уровнем цен, а значит, новый трубопроводный экспорт может оказаться интересным решением, особенно если расходы на транспортировку топлива оказываются невелики, как в приведенном выше примере.

      В последние годы с появлением избытка СПГ на мировом рынке (а также запуском «Ямал СПГ») одной из популярных тем для обсуждения стала конкуренция на европейском рынке российского трубопроводного газа со сжиженным — как российским, так и прочих производителей. В ближайшие же годы, вероятно, следует ожидать подобных обсуждений на восточном направлении.
      Правда, здесь ситуация будет обратная: новые поставки сетевого газа окажут влияние на спрос на сжиженный продукт.
      Александр Собко
      ria.ru
      11/11/19


Российский газ для Молдавии

        Президент Молдавии Игорь Додон сообщил, что власти страны и российский Газпром договорились о продлении контракта на поставки природного газа в будущем году.

      При этом тарифы для потребителей страны, по словам Додона, в этом году не вырастут, а закупочная цена российского газа для Молдавии в будущем году даже снизится.
      Руководство Молдавии так же ищет сейчас альтернативные украинскому направлению пути получения газа из России - о чем на днях заявила премьер-министр страны Майя Санду.
      По ее словам, Кишинев видит три возможных способа - первый предусматривает закупку топлива прямо на границе России и Украины, второй рассматривает украинские ПХГ как буферное хранилище уже купленного у РФ газа, и третий полностью исключает использование энергетической инфраструктуры Украины из схемы получения газа, подразумевая прокачку газа через Болгарию после подключения к строящемуся «Турецкому потоку».
      При этом приоритетный способ – именно последний.
      На сегодня Молдова полностью зависит от поставок российского газа, потребляя его в год около 3 млрд м3. Небольшую, около 1% долю составляет газ, полученный из Румынии, который гораздо дороже, поэтому Молдавия отдаёт здесь приоритет всё же российскому сырью, пусть получаемому и в обход украинской территории.
      26/10/19


Что такое природный газ

      Природный газ – это смесь различных газов, выделяющихся при разложении органических ископаемых веществ в недрах поверхности земли.
      Природный газ является полезным ископаемым углеводородным топливом. Газ залегает в пластах земной поверхности в газообразном состоянии или в виде газовой шапки поверх природных нефтяных месторождений - в воде или в нефти в растворённом состоянии.
      добыча газа
      Природный и сланцевый газ является высокоэффективным видом углеводородного топлива для человеческих потребностей. Газовое топливо даёт людям возможность применять его в транспорте, промышленности, энергетике и просто - для согревания домов в холодных широтах...

     


Способы добычи природного газа

      Добыча природного газа происходит методом бурения скважин над слоями местророждений и выводом их содержимого через подъёмные трубы..
      Природный газ является эффективным, и что очень важно экологически чистым топливом, поэтому его добыча, транспортировка и преработка востребованы во всем мире и являются серьезным бизнесом для крупных компаний.
      Поиск месторождений природного газа начинается с составления геологической карты, на которую наносится структура и газоносные участки поверхности земной коры.

      Газоносные пласты возникают в пористых слоях - песчаниках, пористых известняках и т.п. Месторождения природного газа являются крупными скоплениями углеводородов, заполняющих поры земной поверхности и образующих газовые шапки в пустотах, скапливающиеся наверху, ниже как правило находится нефть или водный горизонт.
      добыча_газа

      Высокая концентрация углеводородов в пасте создает месторождение природного газа, разработка которого является целесообразной и выгодной с экономической точки зрения. При этом толщина газоносных пластов достигает десятков и сотен метров.
      Природный газ из недр земли извлекается через скважину, состоящей из устья - верха скважины и забоя - низа скважины...

      Скважина бурится электрическим буром, затем внутрь новой скважины опускается колонна труб, по которым газ будет подниматься от забоя к устью.

      Затем природный газ перед продажей покуателям обрабатывается - он осушивается - газ отделяется от влаги, очищается - происходит выделение сероводорода и углекислого газа и заканчивается одоризацией - природному газу придается запах.


Как добывают сланцевый газ?

      Не очищенный сланцевый газ отличается высоким уровнем диоксида углерода и других примесей, что затрудняет процесс его обработки перед передачей потребителю.. Очищенный же сланцевый газ по своим свойствам фактически ничем не отличается от природного газа.
     Сланцевый газ считается газом искусственного происхождения, который получают в печах путем термической переработки горючих сланцев .

      Добывают сланцевый газ методом т.н. гидроразрыва пласта. В газоносный пласт под давлением от 500 до 1500 атмосфер вводят "буровой раствор", что вызывает образование трещин в грунтах шириной до 20 м.
     По по каналу, проделанному для ввода раствора содержимое пласта будет выходить наверх... добыча сланцевого газа

      Эти искусственные трещины могут деформироваться под массой пород, поэтому такие разломы приходится создавать заново до 10 раз в течение года.
     Такая технология добычи причиняет сильный ущерб экологии из-за крупных трещин и из-за химического состава этого "бурового раствора". Дальнейшая переработка сланцевого газа по своей технологии не отличается от переработки природного газа.

      Недостатки добычи сланцевого газа - загрязнение слоев грунтовых и поверхностных вод химическими веществами, рост сейсмической угрозы из-за появления крупных искусственных разломов в коре, загрязнение почвы и попадание паров химических соединений в атмосферу.
      Но экономические перспективы добычи сланцевого газа очень велики, поэтому её целесообразность является глобальной проблемой выбора между разрушенем экологии и среды обитания человека и экономической привлекательностью.
     К счастью, рекордное падение в 2015-2016 г.г. мировой стоимости нефти и как следствие газа, делает добычу методом гидроразрыва пласта малорентабельной...

      Функционирование газовой скважины контролируется отслеживанием её рабочих параметров, регулярных замеров и анализом химического состава газовой смеси, давления в скважине и так далее.
     Из пробуренных скважин газ после очистки от влаги и от твердых примесей подается в промышленный газосборный коллектор, а затем в газосборный пункт. После дальнейшей подготовки к перекачке он отправляется в магистральный газопровод.


Процесс добычи природного газа

      Главное техническое оборудование для добычи природного или сланцевого газа – это буровая установка. Ранее она представляла собой огромное железное долото, пробивающее породу, которое поднимали вверх при помощи подъемного механизма а затем отпускали вниз.
      Их называли ударно-канатными машинами, которые уже почти не используются - они медленно работают, много энергии расходуя вхолостую.

      гиВ наши времена применяется более эффективный способ бурения - роторный, при котором скважина сверлится, а не пробивается. Внутри четырехопорной металлической вышки высотой 20-30 метров находится стальная труба, которая вращается с помощью ротора. На её нижнем конце находится бур для сверления грунта и камня. схема добычи природного газа

     По мере увеличения глубины скважины, эту трубу надстраивают.
      Чтобы высверленная порода не забивала полость скважины, в нее при помощи специального насоса под давлением подается глинистый раствор, который промывает скважину, выдавливая из нее по щели между стенами и трубой скважины наверх песок, глину, камни.
     Заодно эта плотная масса поддерживает стенки новой скважины, не давая им обрушиться.

      Но и у роторного бурения есть недостатки - чем глубже становится скважина, тем бОльшая нагрузка приходится на двигатели ротора, и тем медленнее будет становится само бурение.
     Поэтому сейчас на буровое оборудование крепится дополнительная турбина, которая под давлением поднимающейся массы грунта вращает и бур - глинистый раствор вращает эту турбину.

      Это называется турбобуром, и сейчас в скважину опускается несколько турбин, насаженных на общий вал.
     На поверхность добываемый природный газ поднимается благодаря естественному явлению - он стремится в зону с меньшим давлением.
     Газ полученный таким образом из скважины обычно включает в себя много разных примесей, и поэтому сначала он направляется на переработку.
      Иногда возле месторождений сразу ставятся установки для комплексной подготовки газа, и тогда газ из скважин сразу поступает в них.

      Добыча природного газа — процесс извлечения жидких и газообразных углеводородов из газо- и нефтеносных слоев поверхности и глубин земной коры на т.н.
      эксплуатационных газовых скважинах. Разработки таких скважин зависит от геологических характеристик каждого месторождения и его экономического обоснования.

      Природный газ добывается из толщи коры с глубины от нескольких десятков метров до нескольких километров. В недрах земли в слоях песчаника, известняка и пр. находятся многочисленные поры, где образуется и накапливается газ.
      Поры в свою очередь соединены микротрещинами, которые называются каналами, по ним природный газ переходит из мест высокого давления в места низкого давления, - пока не окажется в скважине.
      Важным условием эффективности месторождения является эффективность работы каждой скважины - месторождения планируются геологами и инженерами таким образом, чтобы скважины размещались равномерно по всей территории добычи для равномерного понижения давления.

      Если же не будет соблюдено правило равномерного распределения скважин по месту добычи, весьма вероятными будут преждевременное заполнение полости грунтовыми водами и переток газа в другие пласты.
      Подъем природного газа из заполненных им пустот в грунте является следствием высокого давления, которое намного выше атмосферного, чем и объясняется это природное явление.


Планирование добычи газа

      Газовые компании планируют такой объем добычи природного или сланцевого газа, который предусмотрен будущими контрактами с потребитем.
     Для этого производятся расчеты и планирование производительности данного месторождения и пропускной способности газотранспортной системы за определенный период.

      Новые газоносные районы разведиваются и разрабатываются с учетом краткосрочной, среднесрочной, долгосрочной перспективы.
      Основа удачного планирования состоит в приоритетном освоении наиболее надежных и выгодных месторождений с точки зрения их экономической эффективности, применяя строительство нужных мощностей, инфраструктуры и системным подходом к транспортировке, переработке и хранению природного газа.


Попутный газ

      Газ попутный нефтяной – если говорить простым разговорным языком, то попутный газ – это тот самый дым, который идёт из труб плохо оснащённых с точки зрения экологической безопасности или просто несовременных газоперерабатывающих предприятий.
      попутный газ

     А по факту это разнообразная смесь углеводородов, которые растворены в нефти и выделяются из неё в процессе добычи и перегонки. Попутный нефтяной газ (сокращённо ПНГ) главным образом состоит из изомеров бутана и пропана.
     Тем не менее состав попутного газа может варьироваться. Чаще всего это смесь углеводородов, представленная метаном, этаном, изобутаном и, как уже говорилось, пропаном и бутаном.
     Также к нефтяным попутным газам относят газы, получаемые при крекинге нефти, которые состоят из предельных и непредельных углеводородов.

      Все возможные из перечисленных компоненты попутного нефтяного газа отличаются количеством атомов углевода в молекуле. Так, например, в составе метана всего один атом углерода, в этане – два, в бутане – четыре и так далее.
      В современном мире газодобывающие компании всё больше времени уделяют вопросу экологии и рационального использования ПНГ, а непосредственно в России существует законодательная норма, требующая от производителя полной утилизации 95% попутного нефтяного газа, в противном случае организации могут грозить крупные штрафы.

      Попутный нефтяной газ добывают из нефти сепарированием в специализированных и высокотехнологичных сепараторах.
     Где, под действием давлений и температур, в итоге определяется давление и температура вырабатываемого ПНГ. Традиционно газ первой сепарации обычно уходит на газоперерабатывающие предприятия.
     А главным способом утилизации попутного газа остаётся его дробление на различные компоненты, которые далее отправляются для использования в различные сферы современной жизни.

      Основная часть ПНГ – это сухой отбензиненный газ, который, как и природный, по большей части состоит из метана, но может содержать определённый процент этана).
     Этот продукт используют для выработки электроэнергии, сжигания на собственные нужды нефтедобывающей промышленности, закачки обратно в скважины для большей нефтеотдачи (такой способ называется сайклинг-процессом), а также для использования так называемого «газлифта» в разбуренных и добывающих точках.

      Вторая группа газосмеси, которую можно выделить из попутного газа, является широкой фракцией лёгких углеводородов (сокращённо ШФЛУ) и представляет из себя составы с двумя и более атомами углерода. Именно такое сырьё используют в нефтехимии.
      Промышленные предприятия и заводы по переработке нефти, газа и газовых попутных продуктов (или конденсатов) в России – одни из самых высокотехнологичных мануфактурных комплексов, расположенные во многих регионах страны.


Рынок газа

- Спрос на природный газ в Испании достиг рекордных показателей
- Россия забирает у США японский рынок газа
- Газ станет основным источником энергии на ближайшие 50 лет
- Американский СПГ загнал поставщиков и судовладельцев в убыток
- Япония в России купила СПГ
- Газ Казахстана: грядущий дефицит при изобилии запасов?
- Европа наращивает закупки СПГ из США
- Газпром делает запасы газа для Европы
- Нужен ли Германии терминал СПГ?
- На Камчатке будет база перевалки СПГ
- Газпром увеличил поставки газа во Францию
- Выгодный бизнес
- Shell предсказывает бум СПГ как топлива для судов и грузовиков
- Гройсман вскоре откажется от импорта газа
- Госдуме и правительству предложат выделить 20 млрд рублей на датчики газа в панельных домах
- Молдавия хочет заключить газовый договор с Россией без учета Приднестровья
- "Единая Россия" поддержала идею усилить запах бытового газа для избежания утечек
- Die Welt: зависимость Европы от российского газа
- Россияне должны за газ 37.900.000.000 рублей
- Европа попадет в еще большую зависимость от российского газа

    2018 год -
- Газпром в Болгарии может занять до 90% трубы "ТП"
- России пригодятся СПГ-терминалы, построенные Европой под американский газ
- Весь новый газ для Европы до 2030 года - из России
- Зима в Америке начнется с российского газа
- Россия станет одним из лидеров мирового рынка СПГ
- Через 20 лет СПГ займёт 60% рынка природного газа
- Газпром поставит в Европу рекордный объем газа
- Еврогаз дорожает
- Стоимость газа для населения – рейтинг стран Европы 2018
- Америка в России купила снова газ
- Газ «Ямал СПГ» через Севморпуть приходит в Китай
- Россия выиграла у США газовую войну за Европу
- Россия может стать крупным производителем СПГ
- Сколько газа Россия продала в 2017 году
- Запасы газа в Европе упали до минимального уровня
- Цены на газ в Европе бьют рекорды из-за аномальных морозов
- Штаты не смогут помешать экспорту российского газа в ЕС
- Первый танкер с российским газом пришвартовался в терминале Бостона
- Спрос на сжиженный природный газ сильно вырос
- Санкционный российский газ плывет в США

    2017 год -
- Американский СПГ застрял в Панамском канале
- Россия vs США: кто выиграет СПГ-битву за Азию
- Россия готова к жесткой борьбе за поставки СПГ в Азию...
- Россия обладает крупнейшими запасами природного газа
- Газпром подписал контракт с Ганой
- Якутский метанол для Японии
- Попутный нефтяной газ (ПНГ) в России
- Прогноз рынка СПГ от Shell

Сделано в ORBI         Рынок нефти и газа 2014-2020           +7 (909) 995-9523     GlobalWebTrade@ya.ru