>
Виробництво нафти в Лівії скоротилося на 10 кб/д до 1.41 мб/д, ці зміни пов'язані з відстрочками у завантаженні і проблемами в зберіганні. На початку липня зниження видобутку продовжилося і досягло 300 кб/д, що обумовлено страйками на розробках напередодні виборів 7 липня. Учасники страйків вимагають більшої автономії для східних регіонів Лівії, де протягом тривалого часу панував режим Кадаффі. У результаті експорт нафти з трьох ключових терміналів в країні - Es-Sider, Ras Lanuf і Brega сумарною потужністю 700 кб/д був зупинений, але після закінчення страйку 8 липня операції поновилися.
Країни колишнього СРСР
Росія - фактичні дані за травень. Виробництво сирої нафти в травні залишилося на рівні в 10.0 мб/д, що приблизно на 1% вище, ніж у травні 2011 року. Виробництво жидкофазная продуктів в Росії в першому кварталі 2012 року зросла приблизно на 1.4% до 10.7 мб/д, включаючи зростання виробництва на газопереробних заводах і газового конденсату (у сумі 0.7 мб/д). МЕА зберігає оцінку зростання видобутку протягом минулих шести місяців 2012 року на 1.0%. Дане збільшення видобутку обумовлено високими цінами на нафту і преференціями в зниженні податкової ставки, що стало мотивацією для виробників збільшити коефіцієнт нафтовіддачі при видобутку нафти на старих родовищах. Нові родовища також внесли свій внесок у зростання виробництва: видобуток в 2012 році на цих родовищах склала 110 кб/д. В значній мірі це відноситься до Ванкорское родовищу, оператором якого є Роснефть, і Уватским родовищу, оператор - ТНК-ВР. У першому кварталі 2012 року Лукойл призупинив скорочення видобутку на своїх родовищах у Західному Сибіру майже до 0%. При цьому середня швидкість скорочення видобутку в 2010 і 2011 роках становить 4%.
Росія - 2013 рік.
За оцінками МЕА, в 2011 і 2012 роках компанії виробники змогли скористатися сприятливим податковим режимом і забезпечити приріст виробництва, у 2013 році вони будуть прагнути закріпити ці результати. Уряд розглядає варіанти подальших змін податкового режиму на основі отриманого прибутку, а не виручки та обсягів продажу. Крім того, планується використання додаткової податкової підтримки при видобутку нафти в низькопроникних породах і на шельфі. Зміни в політиці повинні істотно вплинути на прогноз видобутку нафти в Росії в середньостроковій перспективі, але навряд чи вони будуть мати принципове значення для прогнозу видобутку в 2013 році. Схоже, що в 2013 році повториться ситуація 2009 року, при якій видобуток нафти скоротився приблизно на 0.4% (- 50 кб/д) до 10.7 мб/д. Приріст видобутку на старих родовищах буде незначним, і компаніям буде складно підтвердити цей приріст без урахування нових родовищ. Видобуток на Ванкорському родовищі за оцінками повинна досягти в 2013 році близько 500 кб/д. Виробництво нафти на Сахаліні за прогнозами скоротиться до рівня до 2011 року, у разі проекту Сахалін 1 скорочення видобутку буде ще значніше.
Азербайджан - 2013 рік. Видобуток нафти на родовищі ACG (Азері - Шіраг - Гунешлі) після досягнення пікового рівня в 885 кб/д почала скорочуватися. За оцінками, зростання сумарного видобутку нафти не очікується раніше початку експлуатації родовища West Chirag в 2014 році. Частково скорочення видобутку в 2012 році пов'язане з технічним обслуговуванням, після його закінчення в другій половині 2012 року очікується деяке збільшення виробництва. Тим не менш, за оцінками в 2013 році видобуток скоротиться приблизно на 2% (в середньому до 720 кб/д). На проект BP, пов'язаний з видобутком нафти з використанням декількох платформ, припадає 80% видобутку сирої нафти в Азербайджані (близько 890 кб/д).
Казахстан - 2013 рік. Незважаючи на заяви з боку уряду і консорціуму з управління Північним Каспієм про початок видобутку на родовищі Кашаган в грудні 2012 року, спостерігачі вважають, що пов'язані з погодними умовами відстрочки в комерційному старті проекту не дозволять ввести його в дію раніше 2013 року. Після цього видобуток нафти буде доведена до 375 кб/д. Виробництво в рамках Фази 1 складе 450 кб/д, після виконання Фази 2 видобуток досягне проектної потужності. Консорціум поки не розробив прийнятну для всіх учасників модель реалізації Фази 2 проекту. Експорт повинен здійснюватися по трубопроводу CPC, Атирау - Самара і за системою Транснефти, або по трубопроводу Атасу - Алашанькоу, оператором якого є Казмунайгаз і Shell. Через невизначеність відносно обсягів раннього видобутку МЕА дотримується консервативних оцінок, відповідно до яких у 2013 році на даному родовищі видобуватиметься не більше 30 кб/д від сумарного виробництва нафти в Казахстані. Найбільш значне зростання видобутку на даному родовищі очікується в 2014 році.
Члени консорціуму KPO досягли угоди з урядом за витратами і залученню робочої сили при розробці газоконденсатного родовища Карачаганак. На 30 червня 2012 року ...
