В 2002 году производство природного газа в Канаде составило 6 триллионов кубических футов

Вид материала

Документы

Содержание Добыча природного газа Природный газ Международные трубопроводы Саудовская аравия Природный газ Природный газ Природный газ Добыча газа Природный газ Природный газ

Подобный материал:

• Анализ рынка газа в России   А. С. Попов.   Сегод, 206.03kb.
• Информация о победителях и призерах всероссийского конкурса «Российская организация, 472.14kb.
• Природные источники углеводородов, 121.67kb.
• С. Я. Чернавский (цэми ран) экономический анализ угроз со стороны рынков природного, 56.59kb.
• О перевозке сжиженного природного газа, квалифицированные трудовые ресурсы, документация, 117.01kb.
• Производственно-технологический комплекс по производству и доставке сжиженного природного, 155.12kb.
• Выставочная Компания «Новое Тысячелетие», 65.73kb.
• Образец для заполнения №3 Начальнику управления распределения ресурсов газа Департамента, 14.28kb.
• Краткий аналитический обзор, 565.84kb.
• Министерство образования и науки украины приазовский государственный технический университет, 57.84kb.

Природный газ в ряде стран мира

КАНАДА

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
В 2002 году производство природного газа в Канаде составило 6.6 триллионов кубических футов. Канада занимает третье место в мире по объемам добычи газа после России и США. Уровень потребления газа составляет 3.0 триллионов кубических футов в 2002 году. Несмотря на высокий уровень добычи газа, запасы природного газа в стране по оценкам на январь 2005 года  составляют 56.1 триллион кубических футов (19-е место в мире). Эти запасы уменьшились с 1996 года на 13.3%. На сегодняшний день запасов природного газа при существующих темпах добычи осталось на 8.6 лет.
Канада является одним из ключевых поставщиков газа в США. В 2003 году Канада экспортировала 3.5 триллиона кубических футов газа в США, что составляет 16% потребления газа США. Большая часть экспортного газа поступает в США из Канады через газопроводы в Айдахо, Монтана, Северную Дакоту и Миннесоту.


Добыча природного газа
Как и в нефтяной индустрии, добыча природного газа в Канаде сконцентрировано в WCSB. Альберта дает около 80% добычи природного газа в Канаде. Будущую добычу газа связывают с запасами метана на угольных месторождениях WCSB, Арктической границе, а также с месторождениями на побережье Атлантического и Тихого океанов.
Добыча природного газа вWCSB начала свой рост в 1990х, увеличившись за десятилетие на 60%. Объемы добычи составляют около 16.1 миллиардов кубических футов в день по состоянию на 2003 год. Повышение цен на природный газ обусловили активизацию бурения скважин в WCSB, несмотря на то, что мощностью каждой скважины снижается. Разработка WCSB перемещается из Альберты в сторону Британской Колумбии. В 2003 году добыча природного газа в Британской Колумбии составила 3.0 миллиарда кубических фута. Вся добыча сконцентрирована на северо-востоке провинции. Месторождение Great Sierra, находящееся в собственности Encana, содержит около 5 триллионов кубических футов природного газа; добыча с месторождения составляет около 140 миллионов кубических футов в день.
Scotian Basin, расположенный на побережье новой Шотландии, является центром добычи природного газа на Атлантическом побережье Проект Sable Offshore Energy Project (SOEP), контролируемый компанией ExxonMobil и Shell Canada, начал работу в 1999 году. SOEP включает в себя множество шельфовых месторождений, включая недавно введенные в строй месторождения Alma и  South Venture. SOEPпроизводит 400 миллионов кубических футов газа в день (2003). К 2005 году добыча должна увеличиться до уровня 125 миллиона кубических футов. Месторождения Иберния и Белая Роза содержат 4 триллиона кубических футов газа. Несмотря на то, что в настоящее время данные месторождения газа не разрабатываются, компании ExxonMobil (Hibernia) и Husky Energy (White Rose) планируют коммерческую разработку данных месторождений в ближайшем будущем.
Дельта реки Макензи, расположенная на Северных Территориях, содержит около 9-10 триллионов кубических футов запасов природного газа. Природный газ из региона может поступить на рынок к 2010 году, в случае, если компании смогут завершить строительство газопровода Mackenzie Gas Pipeline. В дельте Макензи существуют три крупных месторождения газа: месторождение Таглуа (Taglua), контролируемое компанией Imperial Oil (запасы 3 триллиона куб.футов); месторождение Parsons Lake, контролируемое ConocoPhillips (мощность 1.8 триллионов куб.футов), а также месторождение Niglintgak, находящееся в совместной разработке Shell Canada - ExxonMobil (мощность 1 триллион куб.футов).
С целью компенсировать снижение внутренней добычи газа, канадские компании начали строительство наливных терминалов сжиженного газа, которые могут использоваться как для импорта, так и для экспорта на территорию США. 
Petro-Canada и  TransCanada Pipelines планируют строительство терминала Gros Cacouna (Квебек) стоимостью $1.3 миллиарда, мощностью 500 миллионов куб.футов в день. В 2004 году Petro-Canada заявила о договоре с российским Газпромом на заполнение терминала Gros Cacouna с Штокманского месторождения.
Имеются также и другие терминалы, находящиеся на различных стадиях строительства: Irving Oil строит терминал Brunswick мощностью 500-миллионов куб.футов в день в Canaport, New Brunswick; компания Anadarko получила разрешение на строительство терминала мощностью 1-миллиард куб.футов в день в Port Hawkesbury, Новая Шотландия.


Газопроводы
TransCanada Pipelines является крупнейшим оператором газопроводов в стране. Важные части сети TransCanada включают 13,900-мильную систему Альберта мощностью 10.6-миллиардов куб.футов в день. 120-мильную систему Колумбия мощностью 0.9-миллиарда куб.футов в день, 8,900-мильный газопровод Canadian Mainline мощностью 7.2-миллиардов куб.футов в день, а также 600-мильную систему Foothills мощностью 3.0-миллиарда куб.футов в день.
Консорциум под руководством Imperial Oil планирует строительство газопровода Mackenzie Valley протяженностью 760 миль и мощностью 1.2-миллиарда куб.футов в день. Газопровод свяжет месторождения полярного круга с Альбертой.  Консорциум планирует начать строительство в 2006 году.




Экспортные газопроводы
Система газопроводов Канады тесно связана с газопроводами США. 1,300-мильный Gas Transmission Northwest мощностью 1.9-млрд.куб.футов в день тянется от Британской Колумбии через границу Айдахо, Орегона и Калифорнии, соединяя сеть Transcanada  с внтуренней системой США.
2,000-мильный газопровод Great Lakes Gas Transmission мощностью 2.4-млрд.куб.футов в день связывает Эмерсон, Манитобу с Сант Клер, Онтарио, обеспечивая газом Миннесоту,  Висконсин и Мичиган.
400-мильный газопровод Iroquois Gas Transmission System мощностью  0.9-млрд.куб.футов в день пролегает из Канады через границу с Нью-Йорком в Лонг-Айленд.
280-мильный Portland Natural Gas Transmission System мощностью 0.2-млрд.куб.футов поставляет природный газ из Квебека в Новую Англию.
780-мильный Maritimes and Northeast Pipeline мощностью , 650-млн.куб.футов в день поставляет газ с атлантических месторождений Канады в Массачусетс.


НОРВЕГИЯ

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Норвегия имеет запасы природного газа на уровне 73.6 триллионов кубических футов по состоянию на январь 2005 года. Основная  часть запасов приходится на месторождения Северного моря, однако значительные запасы обнаружены в норвежском и Баренцевом морях. Норвегия занимает восьмое место по производству природного газа в мире, добывая в год до 2.59 триллионов кубических футов (2003). Тем не менее, из-за низкого потребления газа  в стране, которое составляет 146 миллиардов кубических футов (2003), Норвегия является третьим в мире экспортером природного газа после России и Канады.


Как и в случае с нефтяным сектором Statoil и Norsk Hydro доминируют на рынке добыче природного газа Норвегии. Некоторые между народные компании, такие как ExxonMobil и BP также занимают существенный сегмент газового сектора НКШ, хотя эти компании работают в тесном сотрудничестве с Statoil или Norsk Hydro.

Норвегия проводит реформирование газового рынка. Так, в июне 2001 года норвежское правительство прекратило  контроль цен на природный газ. В том же году правительство этой страны создало Gassco, государственную компанию, ответственную за работу системы газопроводов. До этого Statoil и Norsk Hydro контролировали газопроводы страны. Такой шаг был связан с надеждами на то, что передача управления газопроводами независимой компании предоставит равные возможности на рынке для всех газодобывающих компаний, присутствующих на норвежском рынке. Компания  также контролирует Gassled – сеть трубопроводов и наливных терминалов, через которые Норвегия осуществляет экспорт природного газа в страны континентальной Европы и Великобританию.


Крупнейшее месторождение природного газа – Тролл, содержащий порядка 930 миллиардов кубических футов газа (2004), и представляющее треть всех запасов природного газа Норвегии. Другими крупными месторождениями являются Слейпнер Ост (450 миллиардов кубических футов),  Асгард (360 миллиардов кубических футов) и Озберг (250 миллиардов кубических футов). Эти четыре месторождения составляют 70% всех запасов страны. Несмотря на истощение месторождений газа в Северном море, Норвегия способна ежегодно увеличивать объемы добычи за счет освоения новых месторождений. В октябре 2004 года месторождение Квитебйорн введено в эксплуатацию с ожидаемой производительностью в 710 миллионов кубических футов газа в день.


Ожидается, что Statoil введет в эксплуатацию проект Halten Bank West в октябре 2005 года, что позволит увеличить запасы газа на 1.2 триллиона кубических футов, за счет объединения месторождений Кристин, Эрленд, Морвин и Багнфрид.


Длительное время Норвегия рассчитывала на проекты, связанные с месторождениями за пределами северного моря. В Норвежском море Norsk Hydro в настоящее время разрабатывает месторождение Ормен Ладж. Проект состоит из шельфовой инфраструктуры и подводного газопровода, ведущего к терминалу в Нихамма.


В дополнении к этому Ормен Ландж включает в себя газопровод, ведущий из Нихамма в Изингтон (Великобритания). Месторождение Ормен Ландж содержит в себе около 14 триллионов кубических футов природного газа и имеет мощность добычи до 710 миллиардов кубических футов в год. Оператором проекта является компания Shell, перехватившая эстафету у компании Norsk Hydro в фазе добычи газа, намеченной на начало 2007 года. В Норвежском море компания  Shell в 2005 году анонсировала открытие месторождения Оникс, западнее Драген. Новое месторождение может содержать до 2.1 триллионов кубических футов газа.
В Баренцевом море проект Шохвит имеет запасы 5.7 триллионов кубических футов природного газа. Шохвитский проект объединит три газовых месторождения: Шохвит, Альбатрос и Аскеладд. Подводный трубопровод свяжет эти месторождения с терминалом оеоло Хаммерфеста. Первые объемы газа поступят с Шохвита на рынок в 2007 году. Два других месторождения начнут работу в последующие 5-10 лет.
Норвегия является вторым экспортером природного газа в ЕС после России. В соответствии со статистическими данными страна экспортирует около 2.0 триллионов кубических футов газа в ЕС (2004). Германия является крупнейшим импортером норвежского природного газа, за которым следуют Франция, Великобритания и Бельгия.


Газопроводы

Gassco контролирует большую часть всех внутренних газопроводов Норвегии, как и береговой инфраструктуры. Внутренняя газопроводная система состоит из многочисленных подводных систем. Транспортная система Асгард (ТСА) соединяет Асгард с многочисленными близлежащими месторождениями в Норвежском море и терминал в Карсто. 42-дюймовый, 440-мильный газопровод ТСА имеет мощность в 706 миллиардов кубических футов газа в день. Карсто также получает газ через систему Статпайп мощностью в 320 кубических футов газа в день из района Статфьорд. Статпайм трснспотирует газ из терминала Карсто к инфраструктуре Норпайп около платформы Экофиск. Хальтенпайп мощностью 80 миллиардов кубических футов газа в день связывает месторождение Хедрум с терминалом и метаноловым заводом в Тьелдбергоддене. Система соединяет производство Коллснес с месторождением Тролл и Квитбйорном мощностью 4.2 миллиарда кубических футов.

Международные трубопроводы
Норвегия контролирует множество газопроводов, соединяющих ее с остальной Европой. Некоторые из них идут непосредственно к наливным экспортным терминалам, в то время как другие – с береговой инфраструктурой. Многие трубопроводы идут через платформы-хабы в Северном море, которые позволяют взаимодействовать различным трубопроводным системам, обеспечивая поддержание единого давления и объемов прокачки. Наиболее важные платформы: Драупнер, Слейпнер и Хеймдаль.


520-мильный трубопровод Франпайп мощностью в 530  миллиардов кубических футов в год соединяет месторождение Тролл и Слейпнер с Дункерком (Франция). 


Трубопровод Зипайп мощностью 460 миллиардов кубических футов в год соединяет месторождение Слейпнер с Зибрюг (Бельгия). Продолжение этой системы Зипайп II соединяет терминал в Колснесс с платформами на месторождении Слейпнер и Драупен, откуда затем газ может транспортироваться через Зипайп I в Бельгию.
Три трубопровода соединяет Норвежское производство газа с Германией: 290-мильный Европайп I (640 млн.куб.футов в год) из платформы в Драупен к Дорнум (Германия); 410-мильный Европайп II из терминала Карсто в Дорнум и Норпайп (500 млн.куб.футов в год) соединяющий терминал Карсто (через Статпайп) с Эмденом. Кроме того, компания Total контролирует газопровод Фригг, соединяющий норвежское месторождение Фригг с терминалом Святого Фергуса в Шотландии.


В июне 2005 года Norsk Hydro начала строительство трубопровода на месторождении Лагленд, соединяющего норвежское месторождение Ормен Ланге с Изингтоном (Великобритания). Проект включает в себя две подводные трубы, соединяющие Ормен Ланге с новым принимающим терминалом в Ньяхама и Ньяхама с Изингтоном через платформу Слейпнер. Лангельд будет наиболее протяженным в мире подводным трубопроводом мощностью в 1.9 миллиардов кубических футов в год, которая впоследствие может увеличиться до 2.9 миллиардов. Shell получит контроль над трубопроводом Лангельд в операционной фазе. Завершение работ ожидается в 2007 году.


Норвегии имеет небольшой терминал сжиженного газа, расположенный в Тьельдбергоддене мощностью 12,000 тонн в год. Statoil планирует построить терминал в Мелкойе близ Хаммерфеста, который должен стать одним из крупнейших экспортных терминалов в Европе. Statoil планирует его ввести в эксплуатацию к концу 2006 года. Большая часть продукции Мелкойе законтрактовано El Paso для доставки в США, другая – меньшая часть – в Ибердола (Испания).


САУДОВСКАЯ АРАВИЯ


ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Запасы природного газа Саудовской Аравии оцениваются в 235 триллионов кубических футов (2002), занимая четвертое место в мире после России, Ирана и Катара. Около 60% доказанных запасов природного газа Саудовской Аравии состоят из «побочного газа», основная часть которого залегает на побережном месторождении Гафар и шельфовых месторождениях Сафанья и Зулуф. Гафар имеет треть всех запасов природного газа страны. Однако, по утверждениям Aramco около 15% страны разрабатывалось непосредственно под добычу природного газа. Новейшие месторождения газа были открыты в 1990-х в месторождениях, содержащих легкие сорта нефти, особенно в районе Наджид, южнее Рияда. Большее количество месторождений природного газа (Мазалидж, Аль-Манджура, Шаден, Нибан, Тинат, Аль-Ваар и др.) расположены в глубинах резервуара Хуфф, лежащем под месторождением Гафар. Природный газ также находится на северо-западе страны – Мидян и в юго-восточной пустыне Руб аль-Хали. Только лишь Руб аль-Хали может содержать до 300 триллионов кубических футов газа. В июне 2004 года природный газ был обнаружен в Фазране. 23 буровые вышки расположены в Дахране.
Другое крупное месторождение природного газа, называемое Дорра, расположено на шельфе месторождения Хафджи в Саудовско-кувейтской разделительной зоне. Разработка Дорра крайне противоречива, поскольку на нее претендует также Иран, который называет это месторождение Араш. Морская граница между Кувейтом и Ираном остается недемаркированной, но Саудовская Аравия достигла соглашения с Кувейтом в июле 2000 года о равном разделе Дорры. В настоящее время Иран сопротивляется шагам Кувейта и Саудовской Аравии, направленным на разработку месторождения своими силами.
В январе 2004 года российский «ЛУКойл» выиграл тендер на разработку природного газа в Блоке-А близ Гафара. Предприятие будет действовать в рамках СП «ЛУКСАР» в доле 80/20 с Aramco


ОАЭ

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Запасы природного газа в ОАЭ составляют 212 триллионов кубических футов, что ставит станы на пятое место после России, Ирана, Катара и Саудовской Аравии по запасам этого полезного ископаемого. Крупнейшие запасы объемом 196.1 триллионов кубических футов расположены в Абу-Даби. Месторождения Шарджа, Дубаи и Рас аль-Хайма содержат меньшие объемы газа, соответственно 10.7, 4.1 и 1.2 триллиона кубических футов.
Имеющихся запасов газа в стране ориентировочно хватит на период 150-170 лет.


КАТАР

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Катар имеет доказанные запасы газа в объеме 910 триллионов кубических футов, уступая лишь России и Ирану. Большая часть запасов природного газа расположена на шельфе Северного Месторождения (North Field). Несколько меньшие запасы газа сконцентрированы в береговом Дукхане (около 5.5 триллионов кубических футов). Небольшие запасы «побочного» газа содержатся в есторождениях Ид аль-Шарги, Майдан Махзам, Бул Ханин и аль-Райян. Правительство Катара связывает будущее экономики страны с освоением этих месторождений природного газа. В настоящее время катар имеет 2 экспортеров сжиженного газа: Qatar LNG Company (Qatargas); и Ras Laffan LNG Company (Rasgas). Акционерами Qatargas являются Qatar Petroleum (65%), Total (10%), ExxonMobil (10%), Mitsui (7.5%), и Marubeni (7.5%). В декабре 1996 года Qatargas доставил первый груз в Японию. Заводы Qatargas LNG включают три установки, мощностью 2 миллиона тонн в год (или 97 миллиардов кубических футов). Третья установка была построена в 1999 году. В июле 2004 года Qatargas подписал 20-летнее соглашение с Gas Natural of Spain о продаже сжиженного газа.


Rasgas – второй катарский проект, связанный с сжиженным газом. Qatar Petroleum и ExxonMobil подписали договор в октябре 2003 года о строительстве RasGas II, который обеспечит дополнительные  15.6 миллионов тонн в год. Предварительное соглашение подписано с ConocoPhillips на строительство Qatargas III мощностью 7.5 миллионов тонн в год, предназначенного для реализации на рынке США с 2009-2010 года.


АЛЖИР

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
По состоянию на 2005 год, Алжир имеет запасы природного газа в объеме 160 триллионов кубических футов, занимая 11 место по объемам природного газа. В то же время предполагается, что извлекаемые ресурсы Алжира составляют около 282 триллионов кубических футов. Большинство запасов природного газа Алжира относится к побочным газам. Sonatrach доминирует на рынке природного газа Алжира и осуществляет дистрибьюцию на внутреннем рынке. Другие государственные компании, как например,  Sonelgaz, контролирует розничную продажу.
Алжир стремится к привлечению иностранных инвесторов в сектор, в связи с чем многие иностранные газовые компании заключают партнерские соглашения с Sonatrach. Для того, чтобы привлечь на рынок иностранных инвесторов, правительство стремится к либерализации цен на внутреннем рынке газа. К сожалению последние попытки либерализации цен в 2005 году наложились на рекордно низкие температуры, что привело к протестам и демонстрациям против планов либерализации цен в нескольких городах страны.


Добыча газа
Коммерческая добыча газа в Алжире началась в 1961 году. Страна добыла около 2.8 триллионов кубических футов природного газа в 2002 году. В 1997 году добыча природного газа в Алжире впервые превысила показатели добычи нефти. В 2002 году добыча газа составляла 54% добычи всех углеводородов. Потребление природного газа в стране в 2002 году составляло 0.72 триллиона кубических футов, или 26% добываемого газа. Алжирское правительство поощряет внутреннее потребление природного газа, которое в 2002 году составляло 63% потребления всех энергоресурсов.
Алжир является одним из крупнейших газовых экспортеров. На его долю приходится пятая часть импорта газа ЕС (2000) или второе место после России. Одной из проблем для экспортной стратегии Алжира в Европе является либерализация рынка ЕС, что приводит к необходимости диверсифицировать поставки газа. 
Крупнейшее месторождение газа в Алжире – Хасси Р’Мел, открытое в 1956 году. Его доказанные запасы оцениваются в 85 триллионов кубических футов. Хасси Р’Мел дает около четверти всего добытого сырья. Оставшаяся часть относится к месторождниям на юге или юго-востоке страны. На юго-востоке Алжира район Rhourde Nouss содержит около 13 триллионов кубических футов газа на месторождниях Rhourde Nouss, Rhourde Nouss Sud-Est, Rhourde Adra, Rhourde Chouff, и Rhourde Hamra. В юго-восточном Алжире около границы с Ливией район In Amenas включает в себя месторождения Tin Fouye Tabankort (5.1 триллионов кубических футов), Alrar (4.7 триллионов кубических футов), Ouan Dimeta (1.8 триллионов кубических футов), и Oued Noumer. Район In Salah на юге Алжира содержит значительно меньшие и разработанные запасы (5-10 триллионов кубических футов). В октябре 2003 года Sonatrach заявил об открытии месторождения в бассейне Reggane, что на юго-западе Алжира. С целью увеличения добычи побочного газа алжирское правительство заявило о запрете на сжигание природного газа после 2010 года.
Разработка района In Salah стала поворотной точкой в планах увеличения  добычи газа. Газовый консорциум In Salah Gas, являющийся проектом компаний Statoil, BP, и Sonatrach, был первым совместным крупным проектом между Sonatrach и иностранными операторами. Консорциум имеет права на разработку 7 из 12 существующих месторождений в In Salah, включая Garat al-Bafinat, Teguentour, Krechta, Reg, In Salah, Hassi Moumeme, и Gour Mahmoud. Консорциум In Salah Gas также модернизирует существующие скважины и займется разработкой новых запасов газа в регионе. Месторождения, контролируемые консорциумом содержит порядка  6 триллионов кубических футов газа, и около 10 триллионов кубических футов извлекаемых запасов.
Изначальная добыча на месторождении  In Salah началась в июле 2004 года и должна выйти на уровень 880 миллионов кубических футов в день.
Кроме In Salah другим важным алжирским газовым проектом являются три блока в провинции Illizi, что на юго-востоке страны около ливийской границы: Ohanet, In Amenas, и Gassi Touil. Ohanet. Месторождения разрабатываются конскорциумом в составе BHP-Billiton и Sonatrach. Проект Ohanet включает в себя строительство сепаратного газового завода мощностью в 30,000 баррелей день конденсата, 26,000 барреля в день СПГ и около 700 миллионов кубических футов в день природного газа.


Газопроводы
Внутренняя система
Внутренняя система газопроводов Алжира замыкается на месторождении Хасси Р’Мел. Крупнейший газопровод соединяет  Хасси Р’Мел с экспортными терминалами СПГ вдоль побережья Средиземного моря.
1. Hassi R'Mel – Arzew – 315 миль, 4.38 млрд. кубических футов в день.
2. Hassi R'Mel – Skikda – 360 миль, 1.98 млрд. кубических футов в день.
3. Hassi R'Mel – Isser – 270 миль, 690 миллионов кубических футов в день.
Кроме того, 600-мильный газопровод мощностью 3.29 млрд.кубических футов в день соединяет месторождения региона In Amenas. Регион In Salah объединяет 330-мильный газопровод мощностью 774 миллиона кубических футов газа в день. Газовые месторождения вокруг Gassi Touil соединены 90-мильной газопроводной системой мощностью 610 миллионов кубических футов газа в день.


Экспортные газопроводы
Существует два газопровода, соединяющие Алжир с Европой. 670-мильный Transmed  (он же Enrico Mattei) мощностью 2.32 млрд.кубических фута в день связывающий месторождение Хасси Р’Мел через Тунис и Сицилию с континентальной Италией. Строительство его было завершено в 1983 году, а в 1994 году была удвоена его мощность. Существуют планы увеличения пропускной способности газопровода до 3.48 млрд.кубических фута в день.
Международный консорциум, в который входят испанский  Enagas, марокканский SNPP, и Sonatrach, контролируют 1,000-миьный газопровод Maghreb-Europe Gas (MEG, также называемый Pedro Duran Farell) мощностью 820-миллионов кубических футов в день. MEG был построен в 1996 году, соединив Hassi R'mel с испанской Кордобой через Марокко. В августе 2001 года Sonatrach выдало разрешение ABB на строительство компрессорной станции для ветки MEG с целью увеличения мощности до 1.78 млрд.кубических футов в день к 2006 году.
В июле 2001 года консорциум,  в который вошли Cepsa (20%) и Sonatrach (20%) достигли соглашения по строительству нового газопровода соединяющего Алжир с Европой: Medgaz. 120-мильный Medgaz должен связать Beni Saf в Алжире с Almeria в Испании с возможным последующим продолжением до Франции. Его строительство было задержано до 2005 года. Medgaz должен быть завершен к 2008 году. Его проектная мощность 390 миллионов кубических футов в день с увеличением до 1.55 млрд.кубических футов в день. 

Закупки по газопроводу уже выразили желание осуществлять Cepsa и Iberdrola.


В 2002 году Sonatrach подписала соглашение с итальянской Enel и германской Wintershall на строительство еще одного газопровода. Оно предполагает строительство газопровода из Gassi R'Mel в El Kal (Алжир), оттуда подводный отрезок до Cagliari (Сардиния) и затем снова наземный участок до Olbia (Сардиния) и вновь подводный  участко до C.D. Pescaia (Италия). Строительство должно завершиться к 2008 году.
Совместно с нигерийской NNPC Sonatrach в 2002 году сформировала Trans-Saharan Natural Gas Consortium (NIGEL). NIGEL построил 4,550-мильный газопровод из (Алжир) через территорию Нигер.

НИГЕРИЯ

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
По данным январского номера издания «Oil and Gas Journal» за 2005 год Нигерия имеет запасы 176 триллионов кубических футов газа. Таким образом, Нигерия входит в десятку мировых производителей газа и ключевым производителем в Африке.


В октябре 2004 года Нигерия заявила о том, что ее запасы могут превышать 660 триллионов кубических футов газа. Правительство планирует увеличить доходы от природного газа до 50% доходов от реализации нефти к 2010 году.


По оценкам Мирового Банка в ноябре 2004 года, Нигерия сжигает около 75%  природного газа из-за отсутствия инфраструктуры. Нигерия является одним из мировых лидеров по сжиганию газа. Около 42.6% всей годовой добычи страны сжигается. NNPC полагает, что количество сжигаемого в стране газа составляет 20% всего мирового объема сжигаемого природного газа. Официальная нигерийская политика – прекратить сжигание природного газа к 2008 году путем сбора «побочного газа» и производства из него сжиженного газа. В декабре 2004 года Нигерия объявила о снижении количества сжигаемого газа до 30%. Правительство также планирует ликвидировать субсидии на природный газ к 2007 году. NNPC полагает, что для достижения запланированных объемов добычи природного газа к 2010 году необходимо 15 миллиардов долларов инвестиций в частный сектор.


Наиболее крупными газовыми проектами Нигерии являются 3.8 миллиардное строительство предприятия по производству сжиженного газа на Бонни Айленде, которое завершено в 1999 году. Предприятие способно производить до 397 миллиардов кубических футов сжиженного газа в год. Существуют планы строительства дополнительных мощностей, способные увеличить мощность предприятия до 1.1 триллиона кубических футов газа в год. Nigeria Liquefied Natural Gas Corporation (NLNG) официально надеется завершить проект к 2007 году.
Предприятие в настоящее время функционирует за счет поставок сырья с месторождений природного газа, однако в ближайшие годы половина сырья будет «побочным газом», ранее сжигаемым на месторождениях Акри/Огута, Отумара, Утапате и с оффшорных блоков.


В ноябре 2004 года SPDC начало 48-миллионный проект по увеличению мощности завода Bonny Non-Associated Gas (BNAG) от 300 миллионов до 450 миллионов кубических футов в день. В январе 2005 года компания ExxonMobil подписала меморандум понимания с NNPC на изучение и возможное строительство второго завода по производству сжиженного газа на Бонни Айленде мощностью 4.8 миллионов тонн в год к 2010 году.


ConocoPhillips, ChevronTexaco и Agip подписали соглашения с NNPC на строительство завода Брасс Ривер по производству сжиженного газа стоимостью в 3 миллиарда долларов. Проект должен быть завершен к концу 2008 года. В январе 2005 года ChevronTexaco объявила о возможном строительстве завода OK-LNG по производству сжиженного газа стоимостью 6 миллиардов долларов в Олокола, западная Нигерия. Последнее инвестиционное решение ожидается в 2006 году. Завод в Олокола будет иметь изначальную производительность в 11 миллионов тонн в год с возможностью последующего увеличения до 33 миллионов тонн в год. Начало строительства ожидается в 2006 году, завершение – в 2009.


ChevronTexaco планирует в 2006 году ввести в строй проект Escravos gas-to-liquids (GTL) стоимостью в 1.9 миллиардов долларов. План включает в себя соединение трубопроводной системы  Escravos с Западно-Африканским Газопроводом (WAGP) для экспорта природного газа в Бенин, Того, Гану. Проект начнется в 2006 году.
Некоторые схемы поставок газа планируются для обеспечения внутренних потребностей страны в природном газе. Гпзопровод Аджаокута-Абуджа-Кадуна стоимостью 580 миллионов долларов позволит поставлять газ в центральные и северные районы Нигерии, в то время как газопровод Аба-Энугу-Гбоко будет транспортировать газ на восток страны. Трубопровод Soku Gas Transmission, строительство которого завершиться в 2005 году будет поставлять газ с завода Soku компании Shell на завод по производству сжиженного газа на Бонни Айленде.


В ноябре 2004 года Мировой банк одобрил выделение 125 миллионов долларов на строительство Западно-Африканского Газопровода (WAGP), который будет поставлять 140 миллионов кубических футов газа в день на электростанции в Гане с декабря 2006 года. 420-мильный трубопровод будет осуществлять поставки газа из Нигерии в Гану, того и Бенин. Начальная мощность трубопровода – 200 миллионов кубических футов в день (июнь 2005 года). Ожидается, что мощность трубопровода будет увеличена до 470 миллионов кубических футов газа в день в течение 15 лет.


Нигерия и Алжир продолжают обсуждать возможность строительства Транс-Сахарского Газопровода (TSGP). 2,500 мильный газопровод может доставлять газ с нефтяных месторождений в дельте Нигера в экспортный средиземноморский терминал Бени Саф в Алжире. Проект оценивается в сумму 7 миллиардов долларов в течение 6 лет. Завершение проекта намечено на 2009 год. Однако строительству газопровода может воспрепятствовать тот факт, что его прохождение намечено через политически нестабильный Нигер.


ВЕНЕСУЭЛА

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
По данным Oil and Gas Journal, Венесуэла имеет доказанные запасы природного газа на уровне 151 триллиона кубических футов, что ставит эту страну на второе место по запасам газа на западном полушарии после США и на девятое место в мире. В 2003 году страна осуществила добычу 1.05 триллиона кубических футов газа, продемонстрировав аналогичный уровень потребления. 90% добываемого газа в стране является побочным продуктом добычи нефти. По данным Enagas, нефтяная индустрия потребляет около70% природного газа Венесуэлы, направляемого на повышение давления в скважинах. Нехватка природного газа на западе Венесуэлы является причиной сокращения объемов добычи нефти.
PdVSA является традиционным монополистом на рынке природного газа Венесуэлы. Однако в конце 1990-х годов правительство Венесуэлы декларировало открытость своего газового сектора. В 1999 году страна утвердила Закон Gas Hydrocarbons Law, который открыл рынок для частных инвестиций. Закон позволил также частным инвесторам контролировать до 100% всех проектов, не связанных с «побочным газом», а также смягчил налоговое бремя на компании-разработчики месторождений.

Добыча
В июне 2001 года PdVSA провел первый тендер на 11 газоносных блоков, из которых передал в использование 6. Консорциум, представленный компанией Total получил блоки Yucal Placer Norte Sur. Другие блоки получили компании Repsol-YPF, Pluspetrol, и Petrobras. В апреле 2004 года Total начала добычу на блоке Yucal Placer начальной мощностью в 100 миллионов кубических футов в день. Repsol-YPF в декабре 2004 года заявила об открытии месторождения на блоке Barrancas, что на юго-западе Венесуэлы, который содержит около 2-6 ьриллионов куб.футов газа. Первая фаза проекта, которая закончится в 2005 году должна загрузить электростанцию в 80-МВт в Portuguesa, а второй – электростанцию в 450-МВт в Obispos к концу 2006 года.
PdVSA передала в 2003 году в разработку блоки компаниям Chevron и Statoil в районе Plataforma Deltana, расположенном на морской границе с тринидад и Тобаго. PdVSA оценивает запасы газа в этом районе в 40 триллионов куб.футов. Chevron в 2004 году начал освоение месторождения Loran, пробурив три скважины. Компания также заявила об успешном бурении скважины на месторождении Lau-Lau мощностью в 51 миллион куб.футов в день. Statoil получил лицензию на освоение местоорждения Cocuina.
PdVSA имеет сложности с привлечением инвесторов на оставшиеся два блока Plataforma Deltana. Дважды безуспешно предлагался Блок 5. Компания вела переговоры с BP  в отношении Блока 1, известного также как El Dorado, но также безуспешно.
Более интенсивное освоение Plataforma Deltana возможно в случае кооперации с Тринидад и Тобаго, который уже ведет активную разработку месторождений в этих районах. В связи с этим Венесуэла и Тринидад и Тобаго ведут  переговоры о размежевании пограничных месторождений. В марте 2005 года страны подписали меморандум взаимопонимания по экспорту венесуэльского природного газа через Тринидад и Тобаго и терминальные мощности в Атлантике по экспорту сжиженного газа этой страны.  Тем не менее, Тринидад и Тобаго отказалось от присоединения к инициативе Petrocaribe initiative в 2005 году.

Газопроводы
Внутренняя система
Недостаточно развитая сеть газопроводов в Венесуэле удерживает страну от выработки всех своих ресурсов. В марте 2004 года PdVSA подписала контракты с местными компаниями на строительство газопровода Central-Occidental Interconnection (ICO). 250-мильный ICO должен соединить газотранспортную систему Венесуэлы с центральными и западными районами страны для их снабжения и закачки в скважины для увеличения давления. Первая стадия проекта соединит месторождения в штате Falcon с перерабратывающим комплексом в Paraguana, мощностью 40-100 миллионов кубических футов. Вторая стадия проекта соединит существующие газопроводы Ule-Amuay и Anaco-Barquisimeto. Работы должны завершиться в декабре 2005 года.


Международные коммуникации
В апреле 2003 года Венесуэла согласилась на строительство газопровода, связывающего страну с соседней Колумбией. Формальое соглашение было подписано в октябре 2004 года, а строительство 130-мильного проекта началось в начале 2005 года. Мощность газопровода – 150 миллионов кубчиеских футов в день из газового месторождения в Punta Ballenas в Maracaibo (Венесуэла). Каракас предполагает использование этого газа для закачки в нефтяные месторождения.