О добыче сланцевого газа сейчас знают или хотя бы слышали многие. Ему уделяется настолько большое внимание, что может показаться еще 25 лет назад о нем не кто не знал. Ему не уделялось особого внимания, а о том, что его добыча может быть экономически выгодна не кто и не думал. В связи с этим запасы сланцевого газа не кто не подсчитывал они не публиковались, а значит не могли оказать существенный прирост к объему уже имеющихся запасов и добычи. Однако на рубеже 2008-2009 гг. выяснилось, что Соединенные Штаты Америки, экономика которых сильно зависит от импорта энергоносителей оказалась крупнейшим в мире производителем газа, тем самым отодвинув Россию на второе место. В то время западные СМИ в один голос публиковали сообщения, что энергетические проблемы запада решены благодаря возрастающей добычи газа. Некоторые СМИ сообщали, что в ближайшем будущем США начнут экспортировать газ в Европу, тем самым составят значительную конкуренцию российским поставкам.
Ответы на многие вопросы можно получить, изучив механизм и возможности добычи сланцевого газа. Хочу отдельно заметить, что многие вообще не знают, что такое сланцевый газ и считают, что «сланцевый» это физическая характеристика самого газа, как например плотность. Однако, все по порядку.
О существовании сланцевого газа было известно уже давно. В 1821 году Вильям Харт пробурил первую коммерческую скважину в сланцевых пластах и сделано это было в штате Нью-Йорк (США).
В настоящее время главной особенностью добычи газа в сланцевых пластах является горизонтальное бурение скважин. Горизонтальное бурение позволяет повысить объем отбора газа с одной вышки увеличивая площадь. Первая горизонтальная скважина была пробурена только лишь в 2002 году. Бурение горизонтальных скважин долгое время находилось под большим вопросом. Это связано в первую очередь с тем, что горизонтальная скважина имеет гораздо меньшую стойкость нежели вертикальная скважина. На сколько стойкость вертикальной скважины меньше горизонтальной известно не было. Однако, произведенные единичные «молодые» горизонтальные скважины дали возможность газовым компаниям произвести расчеты окупаемости. Были взяты данные «длительности жизни» скважин, и данные падения объема добычи вертикально пробуренных скважин получив тем самым коммерчески оправдываемую себестоимость 1 тыс. куб. м газа.
В 2008 году западные СМИ сообщали, что крупные мировые компании наращивают добычу сланцевого газа в США, инвестировав на тот момент 21 млрд. долл., доведя тем самым добычу газа до 51 млрд. куб. м. газа в год. (для сравнения данная цифра составляла всего 7% добычи Газпрома).
Небольшие газовые компании начали массово выпускать собственные акции, которые торговались на бирже и увеличиваясь в цене показывали невероятный рост.
Спустя некоторое время Минэнерго США опубликовало информацию, что на протяжении долгого времени газовые компании США передавали неверные показатели. Минэнерго США признало, что компании заведомо указывали ложные данные касающиеся объемов добычи, разведанных запасов газа (проще говоря приписывали объемы) и занижали себестоимость добычи. После обнародования расследования Минэнерго США задним числом корректируют объемы добычи и запасов газа уменьшая показатели. Это катастрофическим образом сказывается на акциях газовых компаний, многие из которых объявляют о своем банкротстве.
Самое удивительны является, то что газовым компаниям удалось привлечь 21 млрд. долл., большая часть из которых (существенно большая) являлись средствами иностранных инвесторов, а Минэнерго США, опубликовывая неверную статистику, способствовало данному процессу.
Самая же интересная деталь заключается в том, что добыча сланцевого газа не может быть выгодна экономически и понять это можно разобравшись в технологическом процессе самой добычи.
Не буду вдаваться в историю происхождения энергоресурсов на планете (не наша тематика) возьму только одну из общепринятых мыслей: биологические организмы, жившие на планете долгое время назад погибая со временем образовывали нефть и газ. Однако, для накапливания в большом количестве и в одном месте нефти и газа необходим некоторый собирающий элемент. Т.е. на данном этапе возникает необходимость наличия породы коллектора, которая и выступила бы данным собирающим элементом. Идеальном коллектором (в геологическом плане) является песчаник. Однако песчаник, это промежуточная фаза измельчения твердой породы и в таком виде встречается довольно редко. Обычно песчаник подвержен гораздо большему измельчению до состояния пыли. Измельченный песчаник (каменная пыль) смоченный водой называется глиной, а закаменевшая глина это claystone или shalestone, т.е. то что геологи называют сланцем.
Месторождения углеводородов в сланцах имеют ряд существенных недостатков:
Сложность бурения. Это связано с тем что сланец намного тверже песчаника;
Сланцевую породу характеризует малый объем пор. Это означает что на единицу объема породы полезного продукта будет накапливаться совсем мало;
Имеющиеся в малом количестве поры характеризуются низкой связностью пор. Это означает, что продукт накопления движется к стволу скважины по породе очень медленно (у скважины очень малая зона дренирования).
Получается, что в сланцевой породе продукт накапливается в малом количестве на значительной площади, в дополнении еще и собираемость продукта достаточно низкая.
Рассматривая ситуацию с нефтью, все выше перечисленное приводит к тому, что отобрать нефть из сланцевой породы практически невозможно. Объем добычи будет крайне низким, а срок эксплуатации скважины коротким (скважина пустеет). Относительно добычи газа, срок эксплуатации скважины будет дольше, только связано это с тем что газ поступает медленно без напора в малом количестве продолжительное время. Таким образом газ из сланцевой породы добыть можно, но мало, медленно и дорого.
Единственным преимуществом сланцевого газа является то что сланец есть практически везде и в большом количестве. А добыча практически не сопровождается рисками потому что любая скважина покажет результат (пусть недолго и небольшой). При этом даже стоимость бурения скважин в сланцевой породе учитывая современный уровень развития техники добытым газом не окупалась.
Однако, большую поддержку для отрасли оказал мировой кризис и рост цен на углеводороды. При этом, что самое интересное, не только тем что газ стал дороже.
С ростом рентабельности добычи углеводородов значительно выросли цены на оборудование. Это послужило созданию огромного количества компаний, которые занялись производством оборудования для добычи: насосов, колонок, буров и т.д. В дальнейшем это привело к переизбытку произведенного оборудования. Образование переизбытка сопровождалось закрытием отработанных скважин, сокращением объема бурения. На рынке образовался переизбыток предложения оборудования (в том числе и БУ) по низким ценам.
Предприниматели регистрировали очередную фирму по добыче газа (из сланцевых пластов), покупали участок земли по низким ценам (обычно этим участком земли являлась бывшая свалка или заброшенный карьер), приобретала оборудование для бурения (обычно БУ) и начинали производить работы. Как было объяснено выше, любая пробуренная скважина давала 100% выход газа. На основе полученных данных создавался масштабный проект будущей добычи и производили размещение акций компании на бирже с целью привлечения нового капитала и инвесторов. В дополнении ко всему помогли новые технологии такие как горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта. Применение в добыче перечисленных технологий обеспечивают большую площадь контакта скважины с породой (в 40-60 раз). Благодаря этому в самом начале добычи выход газа из породы значительно увеличивался. Однако, продолжается это не долго в связи с тем, что низкая зона дренирования и малая пористость породы позволяют работать скважине всего несколько месяцев (редкий случай, когда скважина работала до 1 года).
В дополнение к сказанному низких капитальных затрат удается достичь благодаря тому, что скважины по добыче сланцевого газа бурятся на территориях обеспеченными дорогами и первичной инфраструктурой (территории свалок и старых карьеров).
Образование мыльного пузыря в данной области было бы невозможно без наличия огромных территорий, ранее разведанных, а теперь числившихся заброшенными и крайне либерального законодательства о недрах. Поэтому пузырь и оказался надутым в США, а не где-то еще. Например, в Европе это было бы невозможно, потому что здесь нет такого огромного количества территории где можно постоянно бурить новые скважины (добыча газа в сланцевой породе предполагает только такое бурение).
При этом, даже американские экономисты утверждают, что затраты на добычу сланцевого газа достигают 190-280 долл. за 1 тыс. куб. м. (для сравнения затраты Газпрома для добычи 1 тыс. куб. м. газа составляют 17-20 долл.).
Таким образом, с экономической точки зрения добыча сланцевого газа бессмысленна и является внеэкономическим способом быстрой добычи определенного (небольшого) объема газа, не вкладываясь в разведку месторождения, инфраструктуру и логистику.
В 2010 году Bloomberg писал:
«Добыча сланцевого газа на территории США падает, потому что бизнес испытывает огромный недостаток новых инвестиций и инвесторов. Цена на природный газ более года находится на отметке ниже своей себестоимости. Общая добыча газа в США росла ускоренными темпами последние четыре года. Большую долю из общего объема вкладывала добыча сланцевого газа. Однако компаниям, добывающим сланцевый газ необходима цена на уровне 180-240 долл. за тыс. куб. м. для достижения рентабельности. С конца 2008 года таких цен не было и в настоящий момент стоимость природного газа составляет 140 долл. за тыс. куб. м. Компания Baker Hughes заявляет, что с конца 2009 года общее количество буровых вышек в США сократилось на 2%. Еще в сентябре 2009 общее количество вышек составляло 1609 штук (историческое максимальное значение). В связи с необходимостью возврата кредитов заставила газовые компании увеличить количество бурения во второй половине 2009 года, не обращая внимания на падение цен на энергоресурсы. Именно с этим связан скачок в количестве буровых вышек. За 2009 год число буровых вышек выросло на 28%. А теперь огромное падение. Однако, многие компании, продолжают бурить и добывать газ, чтобы не лишиться права на аренду земли. Однозначно можно сказать что цены будут продолжать снижаться пока продолжится бурение. Мэрри Гирбер, CEO EQT Corp, сообщает, что лучше бы начинать добычу газа, когда цены находятся высоко и заканчивать, когда цены падают. Однако это невозможно по словам Мэрри Гирбер потому что удерживать положительную рентабельность возможно за счет того, что земля была арендована газовой компанией еще до того, как цены на энергоносители выросли».
Источник
Американский способ добычи газа
Навигация
» Первая полоса » Великая Победа » Геополитика » Политика » Экономика и финансы » Аналитика » Точка зрения » Интервью » Общество » Государство и управление » Наука и образование » Технологии и разработки » Социология » Новости регионов » Зарубежные СМИ » Нац безопасность » Информационные войны » Армия и конфликты » Оружие и боевая техника » Солдаты Империи » Награды и отлич. знаки
Важные темы
Реклама
Добавить новость в:
» Откуда США добывают газ
| 16 октябрь 2019 | Экономика и финансы / Экономика: Новость дня |
Почти 9 лет я наблюдаю за изменениями в американской газовой промышленности, и сейчас, на мой взгляд, она находится на пике развития. Восторженные прогнозы сулят ей продолжение роста, по меньшей мере, еще на 6 лет, и я решил проверить, насколько они обоснованы. Как обычно, пишу для широкой аудитории; специалистов прошу не пенять за популярное изложение сложных вопросов.
В прошлом году американцы извлекли из своих недр 1048 млрд м3 природного и попутного нефтяного газа. Не весь он дошел до потребителей, например, 9,5% было закачано в продуктивные нефтяные пласты (преимущественно на Аляске, для повышения нефтеотдачи). После осушки и отделения газов-примесей EIA декларировало годовую добычу товарного газа в объеме 862 млрд м3.
Но нам куда интереснее посмотреть, откуда американцы берут газ. На рис.1 показана динамика и распределение добычи газа по группам источников:
Как видите, добыча газа на старых (традиционных) месторождениях за прошедшие годы сократилась в 11,6 раза. Это не потому, что совсем выработаны пласты, при росте цен там еще можно что-то добыть — но эффективность добычи очень низкая, при нынешних ценах не окупается.
В 1,8 раза снизилась добыча на морском шельфе, сейчас она составляет 31,2 млрд м3. Ранее освоенные залежи истощаются, но возможно освоение новых глубоких шельфов на восточном побережье и у берегов Аляски. Впрочем, перспективы там пока не ясны.
Зато отборы попутного нефтяного газа за 8 лет увеличились в 3,3 раза — до 224 млрд м3. Заметьте, добыча нефти выросла вдвое, а попутного газа – втрое с приличным гаком. Добываемая нефть теперь в 1,65 раза больше насыщена газом, чем 9 лет назад. Запомним это обстоятельство, мы к нему еще вернемся.
Ну и, конечно, по официальным отчетам добыча газа из низкопроницаемых (сланцевых) пластов выросла в 3,85 раза до 577,9 млрд м3. Вопрос в том, насколько можно верить этим цифрам?
EIA уже не раз ловили на «подкручивании» статистики. Например, около 8,5% подготовленного газа используется, что называется, для собственных нужд газовиков – на отопление промыслов и газоперерабатывающих заводов, подогрев установок и питание компрессоров. Это немалая цифра, 72 млрд м3 в год, но она указана EIA в разделе «потребление», хотя употребляет газ сама газовая промышленность.
Причина в том, что в основу отчетов EIA положены данные самих газодобывающих компаний. Они ежегодно проводят т.н. аудит запасов, для этого существуют специальные фирмы-оценщики. В результате их хорошо оплачиваемой работы, например, в 2017 году доказанные запасы Barnett Shale выросли на 68 млрд м3; при этом добыча стабильно падала. Мне не раз приходилось наблюдать, как аудиторы завышали запасы, иногда даже в разы, но обычно на 10-20%. А вот занижения их я никогда не встречал.
Прирост запасов попутного нефтяного газа с технической стороны понятен, но у этой медали есть и оборотная сторона. Трудноизвлекаемые запасы нефти всегда разрабатываются на истощение, вытеснять нефть водой в них нельзя, поэтому давление в пластах постоянно снижается. При низких давлениях попутный газ начинает выделяться из нефти прямо в порах пласта. Он движется к забою скважины вместе с нефтью, сильно затрудняя ее фильтрацию. Постепенно растет газо-нефтяной фактор (это соотношение дебитов газа и нефти), и скважина переходит на чистый газ с конденсатом. Процесс этот идет уже несколько лет. В результате растет число бездействующих скважин; в качестве примера приведу месторождение Bakken:
Разумеется, рост содержания газа в продукции не является единственным фактором, способствующим простою скважин. В 2010-2014 г.г. серьезным осложнением были прорывы воды. В прошлом году, когда нефтяные цены поднялись до $70-80, операторы вывели из простоя все, что хоть как-то шевелилось. Наконец, часть скважин просто ликвидируется. К примеру, в 2018 г. на Bakken выбыли из эксплуатационного фонда 417скважин. Но рост дебита газа – фактор решающий, ибо он является признаком истощения пласта.
В целом состояние американских запасов газа оценить непросто. Формально их сумма равна 13,1 трлн м3, обеспеченность запасами (при текущем отборе 1 трлн м3/год) составляет 13 лет. Если оценка EIA завышена на 20%, то их хватит на 10,5 лет.
Гигантское месторождение Marcellus общей площадью 246 тыс. км2 расположено на территории пяти штатов: Пенсильвании, Западной Вирджинии, Огайо, Кентукки и Нью-Йорка, но в последнем оно не разрабатывается, там законом запрещен ГРП. Два года назад EIA выпустило подробный отчет об этом месторождении; на его основе приведу краткую характеристику.
Продуктивный пласт на глубинах 600-2000 м сложен плотными трещиноватыми сланцами. Средняя толщина его 15-20 м, на самых продуктивных участках достигает 150-180 м. Пористость породы варьирует в пределах 2-5%, проницаемость ничтожна мала. Средний дебит скважин 52 тыс. м3/сут, для низкопроницаемых пластов это очень много. Пласт здесь осложнен крупными тектоническими нарушениями, они сильно увеличивают продуктивность, но могут спровоцировать слишком оптимистичную оценку запасов.
Эти оценки действительно различались в разы. Еще 8 лет назад EIA посчитало технически извлекаемыми сначала 11,6 трлн м3, потом 4 трлн м3. На 31.12.2017 доказанные запасы приняты в размере 3,5 трлн м3, затем за год они (исключительно путем пересчета) выросли на 47,2% (да-да! волшебная рука Трампа, не иначе.) Всего здесь пробурено уже 12,5 тыс. скважин, добыча в прошлом году составила 201 млрд м3 и продолжает расти.
Вторым призером в добыче газа в прошлом году неожиданно стал нефтяной район Permian Basin. Если 10 лет назад там из 150 тысяч скважин добывали всего лишь 8 млрд м3/год, то сейчас из 180 тыс. – 76 млрд м3. В 2017 году запасы газа района оценены в 904 млрд м3, годовой прирост составил 67%.
Естественная газонасыщенность нефти здесь изменяется в пределах 100-250 м3/т. Фактически же из-за истощения старых скважин газо-нефтяной фактор вырос до 1000 м3/т. После массового бурения сланцев он постепенно снизился до 600 м3/т, но с начала прошлого года снова начал расти. Похоже, Permian Basin повторяет историю формации Bakken в более сжатые сроки. Думаю, добыча газа в ближайшие годы продолжит свой рост, а вот про нефть то же утверждать не могу.
Третье место по добыче газа занимает месторождение Haynesville, расположенное в штатах Луизиана, Техас и Арканзас. Его площадь 23 тыс. км2. Здесь продуктивные сланцы находятся на глубинах 3-4,2 тыс. м, это несколько затрудняет бурение и проведение многостадийных ГРП. Скважины здесь дороже и бурятся примерно вдвое медленнее. Но зато толщина пласта существенно больше, 60-90 м.
Первый пик добычи газа на Haynesville (72 млрд м3) состоялся в 2012 г. Тогда EIA оценило его запасы в 836 млрд м3. С тех пор здесь пробурено около 5 тыс. скважин, добыча снизилась, долго держалась на уровне 50-60 млрд м3/год, но в прошлом году достигла 69 млрд м3 и сейчас продолжает расти. Похоже, операторы преодолели трудности, связанные с большой глубиной залегания пласта. В итоге доказанные запасы за один только прошлый год волшебным образом выросли в 2,76 раза (. ) и теперь насчитывают 1017 млрд м3.
На других сланцевых формациях добыча газа также немалая, но постепенно снижается. Eagle Ford в прошлом году добыл 45 млрд м3, Woodford – 29, Barnett – 27, Andarko – 25, Niobrara -21 млрд м3.
Потребление
За прошедшие 8 лет потребление газа в США выросло на 24% и достигло 846 млрд м3:
Рост потребления газа на собственные нужды составил 26%. Муниципальное потребление газа растет слабо и в общем балансе составляет 16-19%, Америка – страна теплая. Более существенно увеличилось потребление промышленностью (на 21,8%) и, особенно, электрогенерацией (на 44%).
США интенсивно использует открывшиеся возможности для перевода энергетики с угля на более экологичное газовое топливо. За прошедшие 9 лет потребление угля сократилось на 34%. Только вблизи месторождения Marcellus построены электростанции мощностью 6,7 ГВт. В прошлом году потребление газа электрогенерацией увеличилось до 301 млрд м3, в нынешнем его рост продолжается.
Все же возможности потребления газа внутри страны ограничены. Стоит отметить, что, несмотря на стимулирование, перевод на газ автопарка идет медленно. За 9 лет потребление автомобильного газа, хотя и выросло в 1,5 раза, но составило 1,2 млрд м3/год, немногим более 0,1% общей добычи. Поэтому США форсирует строительство объектов газового экспорта.
Более 70 % экспорта осуществлялось по трубопроводам в Канаду и Мексику. Из 30,7 млрд м3 экспорта сжиженного природного газа (СПГ) 23% направлены Ю.Корее, 17% — опять же Мексике, 11,5% — Японии, 8% — Китаю, 5% — Индии, небольшие объемы получили еще 26 стран.
Цены американского СПГ варьируют в интервале $140-250 за 1000 м3. С учетом дополнительных затрат на регазификацию они могут конкурировать с местными поставщиками только в Америке и Юго-Восточной Азии. Что касается Европы, то в прошлом году цены спот там колебались в интервале $170-360 за 1000 м3, средняя цена Газпрома составила $246.
Четыре действующих экспортных терминала СПГ имеют общую мощность 38 млрд м3 (23 млн т) в год, в текущем году планируется запуск пятого и расширение существующих, в результате чего суммарная производительность удвоится. Ожидают рассмотрения в инстанциях еще примерно 25 проектов СПГ. Для таких объемов производства необходимы долгосрочные договоры и регулярные поставки, но с ними не так просто.
Американский экспорт газа находится как бы между двух огней. Если растут внутренние цены газа, он становится невыгодным. А если внутренние цены сильно снизятся, экспорт будет ставить рекорды, но добывающие компании потерпят убытки и снизят добычу. Ситуация рискованна и для продавцов, и для покупателей, потому они и не склонны к долгосрочным контрактам. Впрочем, польская государственная компания PGNiG заключила контракт на 23 года на весьма благоразумных условиях. Покупатель приобретает права на газ в точке отгрузки, доставка морем осуществляется за его счет. Если газ в Европе будет дешевле, он может переадресовать свою поставку в другие страны, в Америку или Азию. В текущем году запланированный объем газа (0,7 млрд м3/год) уже отгружен, при этом цены странно колебались в широком интервале $112-274 за 1000 м3. Транспортировка и разгрузка потребуют еще по $70, но есть возможность выгадать на порожняке газовозов. Короче, газовый рынок становится настоящим рынком, на котором правят торговцы, а производителю достаются объедки.
Начало прошедшей зимы в США выдалось холодным, в ноябре газовые цены спот подпрыгнули до $145 за 1000 м3 к великой радости добывающих компаний. Счастье оказалось недолгим. С января стартовало падение, в августе цены достигли $78,4, это на четверть ниже, чем год назад. Одновременно на 11% сократилось бурение газовых скважин. Те же процессы идут на нефтяных площадях, там число буровых станков уменьшилось на 18%, с 877 до 719 шт.
Пришлось подтянуть резервы – скважины, ранее пробуренные, но не освоенные. За 20 месяцев 2018-19 г.г. на месторождениях Marcellus и Utica число этих скважин уменьшилось на 251 шт. При таких темпах через 3,5 года законсервированных скважин в резерве не останется. Уже второй раз подъем в газовой отрасли сменяется спадом, и на этом пункте можно подвести итоги.
Выводы:
1.На ближайшие 6-7 лет перспективы газовой промышленности США выглядят вполне благоприятными. Они обеспечены запасами газа, быстрым ростом инфраструктуры внутреннего потребления и экспорта. Бурного роста добычи газа я не жду, но она вполне может на 10-15% превысить текущие уровни. Сдерживать ее будут ценовые качели.
2. Главным риском является слишком оптимистичная оценка доказанных запасов. Если выяснится, что они действительно завышены на 20-25%, то через 5-6 лет добыча начнет постепенно снижаться и на прежние уровни уже не вернется.
3. Думается мне, что доказанные запасы нефти и газа (как и других важнейших полезных ископаемых) постепенно утрачивают свое геологическое и экономическое значение. Они все больше становятся инструментом коммерческих, политических и прочих манипуляций.
В самом деле, разве не добывают нефть и газ с убытками? Разве закрывают скважины при резком падении цен? Да ничего подобного. Хрестоматийным примером здесь служит Chesapeake Energy, которая добыла за 13 лет 308 млрд м3 газа с чистым убытком $13,8 млрд. Убытки покрываются за счет легковерных акционеров, кредиторов, перепродажи активов, компенсируются доходом от свежих месторождений, есть и другие способы. К примеру, Россия так изящно преобразовала свое законодательство, что при снижении нефтяных цен налоги уменьшаются, и добыча не падает, а растет. Под бурные аплодисменты зарубежных потребителей.
4. А коли так, то решающее значение приобретает фактическая отдача скважин. Там, где она высока, велики и реальные запасы. Но пока мы видим, что на всех сланцевых месторождениях эксплуатируются центральные части залежей, трещиноватые зоны, а на крыльях и пологих участках дебиты скважин на порядок меньше и быстро затухают. Там, разумеется, запасы тоже подсчитаны, но они виртуальны и будут в дальнейшем списываться.
5. Независимо от того, когда начнется снижение добычи газа, через 5 или 10 лет, никакими катастрофическими последствиями оно Америке не грозит. Ибо мировой рынок СПГ растет, как на дрожжах. Электростанции переводить обратно с газа на уголь не придется, экспортные терминалы без особых проблем реконструируются в импортные, а мировые запасы газа пока в 16,5 раз больше американских.
Добыча сланцевого газа сейчас достигла 14 % от мировой, но она практически не влияет на мировые цены. А вот сильное влияние на все локальные рынки оказало расширение производства СПГ, оно еще будет продолжаться. И общий мировой рынок СПГ образуется в ближайшие годы, сейчас его тормозит только недостаток газовозов. А вот на американском рынке газа сланцевая добыча существенна.
Впрочем, я вообще наблюдаю тенденцию: выгоднее зарабатывать враньем, чем трудом. Вранье становится самым востребованным продуктом. В том числе и надутые запасы нефти и газа.
