Всего новостей: 2467371, выбрано 1211 за 0.313 с.

Новости. Обзор СМИ  Рубрикатор поиска + личные списки

?
?
?  
главное   даты  № 

Добавлено за Сортировать по дате публикации  | источнику  | номеру 

отмечено 0 новостей:
Избранное
Списков нет

Норвегия. Франция. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 11 апреля 2018 > № 2582046

Statoil и Total приобрели активы Cobalt в Мексиканском заливе за 340 млн долл США.

Statoil и Total завершили сделку по приобретению 60% акций Cobalt International Energy в Мексиканском заливе за общую цену в 339 млн долл США.

Об этом Statoil сообщила 11 апреля 2018 г.

Компании участвовали в аукционе, на котором распродавались активы обанкротившейся нефтяной разведывательной компании Cobalt International Energy

Statoil теперь владеет 40% -ной долей в месторождении Норт-Платт (North Platte), в то время как Total увеличила свой существующий 40% -ный интерес до 60% и стала оператором месторождения.

Норт-Платт - это палеогеновое нефтяное месторождение, охватывающее 4 блока в Мексиканском заливе.

Оно было полностью оценено с момента его открытия в 2012 г 3мя разведочными скважинами.

Тогда речь шла о нескольких сотнях млн барр нефти.

Кроме того, Total приобрела 20% месторождения Anchor, оператором которого является Chevron Corp.

Доля Total на этом участке достигла 32,5%.

Президент Total по разведке и добыче А. Брейяк отметил, что компании удалось заполучить эти активы на крайне привлекательных условиях и теперь она займется разработкой месторождения Норт-Платт.

Вице-президент Statoil по разработке в США Т. Рейтан в свою очередь отметил, что это высококачественный актив, и компания с нетерпением ожидает совместной с Total работы по разработке Норт-Платт.

Statoil уже имеет доли на 8 месторождениях в Мексиканском заливе.

Ожидается, что их суммарный объем добычи составит 110 тыс барр/сутки, что сделает Statoil 5м по величине оператором в Мексиканском заливе.

Норвегия. Франция. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 11 апреля 2018 > № 2582046


Франция. Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 10 апреля 2018 > № 2566672

Добыча нефти в рамках Харьягинского СРП запланирована на уровне 1,4 млн т.

"Зарубежнефть-добыча Харьяга", оператор Харьягинского СРП, планирует сохранить добычу нефти в рамках проекта в 2018 году на уровне более 1,4 млн тонн, говорится в сообщении компании.

"В 2018 году планируется ввести в эксплуатацию еще пять скважин, сохранив годовой уровень добычи на отметке более 1,4 млн тонн», - говорится в сообщении. Действующий нефтяной фонд Харьягинского месторождения составляет 37 скважин, которые обеспечивают добычу более 4,5 тыс. тонн нефти в сутки. Накопленная добыча на Харьягинском месторождении с момента начала его промышленной эксплуатации в 1999 годусоставила 20 млн тонн нефти.

1 августа 2016 года "Зарубежнефть" в лице своей дочерней компании "Зарубежнефть-добыча Харьяга" стала оператором проекта по разработке Харьягинского месторождения на условиях СРП после передачи от французской Total 20% доли и функций оператора. После завершения сделки доли участников распределились следующим образом: "Зарубежнефть" - 20%, "Зарубежнефть-добыча Харьяга" (оператор) - 20%, "Статойл Харьяга АС" - 30%, "Тоталь РРР" - 20%, "Ненецкая нефтяная компания" - 10%.

Франция. Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 10 апреля 2018 > № 2566672


Норвегия > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 9 апреля 2018 > № 2577866

Норвегия анонсирует требования к морским нефтегазовым платформам нового поколения.

Викинги традиционно считаются законодателями в разработке буровых технологий на шельфе и в области охраны окружающей среды.

Об этом 5 апреля 2018 г деликатно напомнили аналитики Bassoe Analytics.

Многие годы лучшие норвежские умы носятся с идеей Идеальной буровой установки.

Норвежские власти последовательно требуют, чтобы все новинки в области оборудования, материалов и технологий использовались на морских нефтяных платформах.

На протяжении многих лет, по мере развития шельфовых проектов добычи нефти и газа, владельцы морских платформ (МП) разрабатывали и заказывали новые и более крупные и более совершенные буровые установки.

Норвежское правительство теперь более чем когда-либо заботится об экологичности работ на шельфе, безопасности и эффективности насколько это возможно.

Не случайно Statoil решила изменить свое название на Equinor.

Statoil использует МНП 6-го поколения

В марте 2018 г компания анонсировала контракт на использование буровой установки West Phoenix 6го поколения.

Если китайцы могут строить такие ППБУ, то что мешает это делать в России?

В России тоже используют МП 6го поколения для глубоководного бурения, но пока только в Черном море.

ППБУ Scarabeo-9, которая приписана к Багамам и имеет класс DNV, - это, пожалуй, единственная МП 6 поколения, которая не подпадает под санкции Запада, потому что построена на верфи китайской Yantai Raffles с использованием доли американских компонентов менее 10%.

Если власти РФ в условиях санкций более озабочены хотя бы локализацией производства МП, то норвежские власти гораздо более требовательны к работам на шельфе.

Это понятно, по данным Норвежского нефтяного директората (НПД), на норвежском шельфе Баренцева моря залегают почти 2/3 предполагаемых неоткрытых ресурсов.

Но это и один из самых нетронутых уголков дикой природы на земле.

Власти Норвегии постоянно пытаются сбалансировать потребность в работах на шельфе с необходимостью сохранения природы в Баренцевом море.

Нефтегазовые мейджоры более 10 лет активно ведут буровые работы на шельфе Баренцева моря и пока собираются только расширять работы на более крупных территориях с более жесткими условиями окружающей среды.

Компании должны решать все возрастающие по сложности задачи:

- деятельности МП в условиях Арктики;

- сокращения выбросов углекислого газа CO2;

- более высокой операционной эффективности не только для Баренцева региона, но и для почти всей Норвегии.

Это не означает, что все МП, которые в настоящее время работают в Норвегии, должны быть заменены.

Но тенденция к постепенному сокращению старых МП будет ускорена, это очевидно.

А недавно построенные МП CS-60, CAT-Ds, GVA 7500 , Aker H-6 получат более выгодные контракты (по длительности и по сложности).

Эксперты предполагают, что спрос на полупогружные буровые установки (ППБУ) в Норвегии останется или даже превзойдет предыдущий максимум 27 ППБУ.

Это создает предпосылки для прихода на рынок новых МП.

В течение следующих нескольких лет в Норвегии будет работать только 27 конкурентоспособных МП, включая еще не построенную CS-60 ECO от Awilco,в тч до 6 ед за пределами Норвегии.

CS-60 ECO будет самой совершенной МНП на шельфе Норвегии

МП CS-60 ECO, заказанная Awilco у Keppel FELS в марте 2018 г, - это усовершенствованная МП.

Стоимость - 425 млн долл США.

Срок поставки -2021 г.

Сам факт заказа МП вселил невероятную радость всем участникам этого стагнирующего в последнее время рынка.

Падение цен на нефть сыграло плохую шутку с рынком МП.

Постепенный рост цен на нефть и вот теперь - необходимость замены старых МП на новые - это драйверы рынка МП,

Основные задачи, которые решают новые МП, связаны со снижением потребления топлива при росте эффективности с использованием наилучших доступных технологий (НДТ).

Это можно пояснить на примере.

В условиях арктических морозов некоторые МП не могут эффективно эксплуатировать буровое оборудование, потому что мощность должна быть перенаправлена на систему динамического позиционирования (поскольку их система швартовки недостаточно сильна, чтобы поддерживать установку на месте самостоятельно).

Это равносильно простою, большему расходу топлива и более высоким затратам.

МП следующего поколения, вероятно:

- откажутся ( в большинстве случаев) от систем DP, вернувшись к ранее использовавшимся системам швартовки, но с использованием подруливающего устройства;

- будут использовать аккумуляторную (гибридную) технологию, которая позволяет снимать избыточную мощность от генераторов в батареях, с последующим использованием для запуска оборудования , что снизит потребление топлива и сократит выбросы.

- оптимизированы по конструкции корпуса и системам швартовки, будут меньше по размерам, но так же будут способны работать в глубоких водах,

- будут активно цифровизированы с использованием искусственного интеллекта, интеллектуального обслуживания и технологии интеллектуального зеленого будущего (IGF).

Это позволит повысить наработку на отказ, снизит человеческие ошибки и экологический риск.

В связи с этим, ожидается рост конкурентной борьбы среди проектировщиков и строителей МП Сингапура , Китая и Южной Кореи.

Эту тенденцию следует учитывать и властям РФ, хотя в России до этого еще очень далеко.

Норвегия > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 9 апреля 2018 > № 2577866


Австрия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 апреля 2018 > № 2569756

OMV успешно пробурила 2 скважины на шельфе Норвежского моря.

OMV успешно пробурила 2 скважины - Hades и Iris - на шельфе Норвежского моря.

Об этом OMV сообщила 4 апреля 2018 г.

Скважины пробурены на блоке PL 644 B, лицензию на который консорциум во главе с OMV получил по итогам лицензионного раунда APA 2015.

OMV является оператором и владеет долей участия 30%.

Партнерами OMV в проекте выступают норвежские компании Statoil (30%), Faroe (20%) и Spirit Energy Norge (20%).

Скважины расположены рядом с существующей инфраструктурой действующих месторождений Morvin и Asgard, в 244 км к северо-западу от г Кристиансунд.

Глубина воды в этом районе составляет 342 м.

Бурение скважин Hades и Iris вела полупогружная буровая установка (ППБУ) Deepsea Bergen.

Скважины Hades и Iris стали 1ми разведочными скважинами высокого давления (High Pressure, High Temperature, HPHT) , которые OMV пробурила на шельфе Норвегии.

Первичной целью исследования стали меловые отложения Lange в скважине Hades, второстепенной - юрские отложения в формации Garn.

Скважинами были обнаружены запасы газа и газового конденсата с очень хорошими свойствами коллекторов.

Предполагаемые запасы газа и газового конденсата на скважине Hades оцениваются от 20 до 115 млн бнэ.

Запасы газа на скважине Iris могут оказаться чуть выше - от 20 до 130 млн бнэ.

Таким образом, совокупные запасы газа и газового конденсата по 2 скважинам оцениваются в диапазоне от 40 до 245 млн бнэ.

Для OMV новые открытия стали 2м большим успехом после открытия месторождения Вистинг (Wisting), открытого в северной части норвежского сектора Баренцева моря в 2013 г.

Запасы месторождения составляют по предварительным оценкам более 241 млн бнэ.

Австрия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 апреля 2018 > № 2569756


Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 апреля 2018 > № 2560708

Statoil заключила нефтесервисные контракты на 1,5 млрд долл США.

Statoil объявила о привлечении подрядчиков для предоставления нефтесервисных услуг общей стоимостью 12 млрд норвежских крон (1,53 млрд долл США).

Об этом Statoil сообщила 3 апреля 2018 г.

Контракты на обслуживание 18 платформ Statoil заключила с Archer Ltd., KCA Deutag Drilling Ltd. и Odfjell Drilling Ltd.

Договоры вступают в силу с 1 октября 2018 г.

Изначально они подписаны на 4 года, возможно 3 продления по 2 года в каждом случае.

Одним из намерений контрактов является интенсификация сотрудничества между Statoil, буровыми подрядчиками и подрядчиками по обслуживанию.

Контракты направлены на улучшение совместной конкурентоспособности компаний.

Напомним, что на данный момент Statoil всерьез подумывает сменить название на Equinor.

20 марта сообщалось, что Statoil купила доли участия Total в проектах Martin Linge и Garantiana.

После закрытия сделки компания нарастила свою долю участия в Martin Linge с 19% до 70%, купив долю 51%.

Также Statoil приобрела 40% в Garantiana.

Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 апреля 2018 > № 2560708


Евросоюз. Норвегия. Алжир. РФ > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 3 апреля 2018 > № 2553995

Совокупное потребление природного газа в странах Европейского союза (ЕС) в 2017 г. составило 491 млрд куб. м, что на 6% больше, чем в 2016 г. Это самый высокий уровень потребления «голубого топлива» с 2010 г., сообщает Европейская комиссия (ЕК) в отчете по газовому рынку за 4 квартал 2017 г.

Общий объем импорта газа ЕС в 2017 г. составил около 360 млрд куб. м, превысив значение 2016 г. на 10%. Как отмечено в отчете ЕК, все основные страны-поставщики газа в ЕС — Россия, Норвегия, Алжир, — показали рост поставок в 4 квартале 2017 г., при этом Россия сохранила за собой наибольшую долю рынка, увеличив объем трубопроводных поставок на 12%.

Объем собственной добычи газа странами ЕС в 2017 г. составил 128 млрд куб. м, что на 3% меньше, чем в предыдущем году. В частности, в 2017 г. Нидерланды впервые в истории стали нетто-импортером газа. Годовое потребление газа в этой стране превысило объем собственной добычи.

Евросоюз. Норвегия. Алжир. РФ > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 3 апреля 2018 > № 2553995


Норвегия. Бразилия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 30 марта 2018 > № 2550098

Компания Statoil получила лицензию на 4 блока на шельфе Бразилии.

29 марта 2018 г в борьбе за получение лицензий на шельфе Бразилии, Statoil и ее партнеры выиграли лицензию на 4е блока в бассейне Кампоса (Campos).

Благодаря новым лицензиям Statoil укрепляет свои позиции в Бразилии и усиливает синергию с текущими проектами.

Консорциум, состоящий из Petrobras (30%), ExxonMobil (40%) и Statoil (30%), представил выигрышную ставку для блока C-M-657 в бассейне Кампоса с подписным бонусом в размере 638,55 млн долл США.

Также консорциум, состоящий из Petrobras (40%), ExxonMobil (40%) и Statoil (20%), представил выигрышную ставку для блока C-M-709 в бассейне Кампоса с подписным бонусом в 450 млн долл США.

И 1ый и 2ой блок будет эксплуатироваться Petrobras.

Statoil вместе с BP представила выигрышную ставку для блоков C-M-755 и C-M-793.

Бонус подписи для 2х блоков составил 26,016 млн долл США (доля Statoil составила 40%).

Блоки будут эксплуатироваться компанией BP.

В 15-м раунде торгов усиливается стремление Statoil к долгосрочным перспективам в Бразилии и укрепляются позиции компании в плодовитом бассейне Кампос, где разрабатывает месторождение Перегрино (Peregrino).

Другими ключевыми проектами, расположенными в бассейне Кампоса, владеет Petrobras, работающий на месторождении Roncador, где Statoil имеет 25% и BM-C-33, которые разрабатывает Statoil.

Блоки расположены в южной части бассейна Кампос, недалеко от рабочего положения в BM-C-33 (Pão и Gavea), имеющего потенциал для захвата синергии от существующих открытий и операций в Бразилии.

15-й раунд лицензирования был проведен Национальным агентством нефти, природного газа и биотоплива (ANP).

Концессионные соглашения от 15-го раунда лицензирования должны быть подписаны до 30 ноября 2018 г.

Норвегия. Бразилия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 30 марта 2018 > № 2550098


Латвия. Норвегия. Литва > Транспорт. Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > telegraf.lv, 29 марта 2018 > № 2560030

Литва привязалась к судну-хранилищу СПГ

Иностранные эксперты, исследовав рынок СПГ в Балтии, пришли к выводу, что Литве и после 2024 года понадобится СПГ-терминал в Клайпеде, и представили три альтернативных варианта действий: выкупить судно или арендовать еще на 10 или на 20 лет, однако решения пока не принято, передает l24.lt.

Неофициальные источники утверждают, что судно, скорее всего, будет выкуплено, однако официально правительство пока не раскрывает, какой путь изберет.

«Пока преждевременно комментировать, подтверждать, что выкупим, пока нет решения. Решение правительства должно быть принято в этом году. (…). Да, есть три варианта», — заявил премьер Литвы Саулюс Сквярнялис.

В свою очередь, министр энергетики Жигимантас Вайчюнас заявил, что вскоре планируется подготовить план того, как этот вопрос будет представлен правительству.

За аренду судна-газохранилища контролируемое государством предприятие Klaipedos nafta платит ежегодно примерно по 60 миллионов евро. Чтобы иметь возможность претендовать на финансовую помощь ЕС для выкупа судна-газохранилища у норвежского предприятия Hoegh LNG, Литва пыталась добиться признания клайпедского терминала Independence региональным. Однако договориться с двумя другими странами Балтии по этому вопросу не удалось.

После этого Литва предложила Латвии и Эстонии заключить соглашение, охватывающее объекты во всех трех странах — плавучий терминал СПГ в Клайпеде, будущий эстонский терминал для перевалки сжиженного газа и газохранилище в Инчукалнсе, — и совместно добиваться финансирования от Евросоюза.

Однако в конце лета 2017 года правительство Латвии решило запросить дополнительные данные по соглашению, что в Литве расценили как негативную реакцию и затягивание процесса. Советник премьера Литвы по внешней политике Дейвидас Матуленис после этого заявил, что Литва попробует договориться только с Эстонией по соглашению об общем рынке СПГ. Однако эстонский премьер Юри Ратас еще в июне заявлял, что арендованный Литвой для порта Клайпеда плавучий терминал — это «быстрое решение», которое было принято для диверсификации поставок газа, и напомнил, что согласно заказанному Еврокомиссией исследованию наилучшим местом расположения регионального терминала СПГ является побережье Финского залива. Финляндия отказалась от его строительства, поэтому альтернативой являются эстонские Мууга или Палдиски.

В итоге ни Латвия, ни Литва, ни Эстония не получили денег от Евросоюза на проекты, связанные с инфраструктурой СПГ, и все бремя по содержанию терминала лежит на Литве. Все потребители газа в 2017 году заплатили около 88,5 миллиона евро налога на содержание терминала.

Литва ищет способы сокращения расходов на содержание терминала СПГ на фоне сокращения потребления газа в стране и роста груза по содержанию терминала, особенно это касается крупнейших потребителей, таких, например, как завод удобрений Achema.

Ранее Sputnik Латвия сообщал, что с целью минимизации затрат на содержание терминала Литва даже продает часть объемов СПГ не литовским или латвийским потребителям, а Великобритании, пользуясь скачками цен на рынке.

Латвия. Норвегия. Литва > Транспорт. Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > telegraf.lv, 29 марта 2018 > № 2560030


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 марта 2018 > № 2548129

Норвегия одобрила планы развития месторождений Valhall Flank West и Skogul в Северном море.

Министерство энергетики Норвегии 23 марта 2018 г утвердило планы развития и эксплуатации (PDOs) для морских месторождений Valhall Flank West и Skogul, оператором на которых является Aker BP.

Aker BP представил PDOs 15 декабря 2017 г.

Большое нефтяное месторождение Валхалл расположено в южной части норвежского участка Северного моря, эксплуатируется давно, принесло викингам ощутимые прибыли.

Сейчас наступил очередной этап его развития, который может длиться 10-летия, в тч за счет за счет разработки Valhall Flanke Vest.

Для любознательных напомним, что Вальхалла (Вальгалла) в мифологии викингов - это небесный чертог - рай в Асгарде для павших в бою.

Проект Valhall Flank West направлен на продолжение развития формирования Tor в Валхалле на западном фланге месторождения с началом работы, ожидаемой в 4м квартале 2019 г.

Valhall Flank West будет разрабатываться с использованием новой беспилотной морской платформы Normally Unmanned Installation (NUI).

Характеристики платформы Valhall Flank West:

- удаленное управление из центральной морской добывающей платформе (МДП) Valhall для добычи;

- будет полностью электрифицирована;

- наличие сенсорной технологии, предназначенной для облегчения мониторинга в реальном времени и технического обслуживания (ТО) и ППР;

- 12 скважин, в тч 6 - на перспективу;

- наличие вертолетной площадки;

- на всякий случай предусмотрено наличие 2-этажного жилого модуля площадью 154 м² из алюминия на 15 человек, в тч спальный блок, кухня, переговорная, ремонтная комната.

Сборку платформы планируют начать в мае 2018 г.

Доставка стальной конструкции и верхней части ожидается в мае 2019 г, с августа 2019 г начнется пусконаладка.

Ожидаемые ресурсы в проекте Flanke West оцениваются примерно в 9,5 млн м3 нефтяного эквивалента (около 60 млн бнэ).

Оператор AkerBP оценил общие инвестиции в размере около 0,55 млрд евро.

В проекте Flanke West у Aker BP доля участия - 90%, у Pandion Energy -10%.

В октябре 2017 г Aker BP купила за 2 млрд долл США + 1,5 млрд долл США убытков компанию Hess Norge, которой принадлежали доли участия в месторождениях Valhall и Hod, а в декабре 2017 г Aker BP закрыла продажу 10% доли участия в этих двух норвежских месторождениях Pandion Energy.

Месторождение Скогул повысит эффективность FPSO Альвхайм

Месторождение Скогул (Skogul) находится в середине норвежской части Северного моря и представляет собой скорее газонефтяное месторождение с большим объемом попутного нефтяного газа (ПНГ).

Затраты на разработку месторождения - порядка 0,150 млрд евро.

Скогульское месторождение расположено в 30 км к северу от FPSO (Плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти) Альвхайм.

Эксплуатация скважина № 35 в Скогуле будет связана подводным трубопроводом с FPSO.

Извлекаемые запасы - около 10 млн бнэ.

Начало добычи запланировано на 1й квартал 2020 г.

Добытая на месторождении нефть будет готовиться и храниться на FPSO Alvheim и экспортироваться посредством нефтеналивных танкеров.

Добытый газ будет транспортируется через систему магистральных газопроводов (МГП) SAGE на британском шельфе.

В проекте Skogul у Aker BP доля участия - 65%, у PGNiG Upstream Norway -35 %.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 марта 2018 > № 2548129


Норвегия. Арктика > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 27 марта 2018 > № 2548115

Норвегия обеспечит широкополосным интернетом обширные области в Арктике.

Норвегия намерена обеспечить широкополосным спутниковым доступом к сети интернет обширные области в Арктике.

Об этом министр обороны Норвегии Франк Бакке-Енсен сообщил 27 марта 2018 г.

Как отмечают в правительстве Норвегии, улучшение качества соединения со всемирной сетью в высоких широтах соответствует не только интересам простых пользователей в норвежском Заполярье, но и различных госведомств, в. т.ч. норвежских Вооруженных сил.

2 спутника обеспечат стабильное интернет-соединение выше 65-й параллели, где низкое качество связи.

Спутники планирует запустить компания Space Norway AS в 2022 г.

Причем правительство Норвегии пообещало выделить компании 1 млрд крон, т.е. 130 млн долл США, если она сможет привлечь дополнительные средства за счет частных инвестиций и обеспечить прибыльность проекта в течение 15-летнего срока службы спутников.

Плохое качество связи за Полярным кругом затрудняет работу экстренных служб, в т.ч. задачи по поиску и спасению на море, борьбе с разливами нефти и разрешению иных кризисных ситуаций. Кроме того, высокоскоростной спутниковый интернет принесет пользу участникам научно-исследовательских и нефтегазовых проектов в Арктике.

Норвегия. Арктика > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 27 марта 2018 > № 2548115


Германия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 марта 2018 > № 2548112

Компания Wintershall открыла месторождение газа неподалеку от Aasta Hansteen на шельфе Норвегии.

Wintershall открыла месторождение газа по лицензии на блоке 894 юго-западнее от месторождения Ааста Ханстейн (Aasta Hansteen) в Норвежском море.

Об этом сообщило 26 марта 2018 г Норвежское нефтяное управление (NPD).

Wintershall Norge, оператор лицензии на блок 894, в настоящее время работает над завершением бурения разведочной скважины 6604 / 5-1, расположенной в 115 км к юго-западу от месторождения Ааста Ханстейн.

Также лицензиями в блоке владеют Statoil и Petoro.

NPD предоставил Wintershall Norge разрешение на бурение скважины еще в ноябре 2017 г.

NPD пояснили, целью бурения было доказательство наличия нефти в верхнемеловых горных породах (формирование Спрингара).

В процессе бурения было пройдено 3 газоносных колонны общим интервалом около 190 м, в тч резервуар составляет 90 м, распределенные между 3мя различными песчаными коллекторами в пласте Спрингар, с преимущественно умеренным и плохим качеством пласта.

В скважине не было контакта газа и воды.

Предварительные оценки:

- 7 - 19 млрд фт3 (0, 198 - 0,537 млрд м3) извлекаемого газа;

- 1 - 3 млн м3 извлекаемого газового конденсата.

Бурением разведочной скважины производился сбор данных и отдельные выработки, сам бассейн не тестировался.

Это 1я разведочная скважина в добычной лицензии на блоке 894.

Она пробурена до глубины 3,819 м ниже поверхности моря и была остановлена в образовании Спрингара в верхнем мелу.

Глубина воды на участке недр составляет 1219 м.

Скважина 6604 / 5-1 была пробурена буровой установкой West Phoenix, которая теперь перейдет к Invergordon для реклассификации.

West Phoenix - это полупогружная буровая установка (ППБУ) типа Moss Maritim CS50, эксплуатируемая известной по пока несостоявшемуся объединению с Роснефтью компанией North Atlantic Drilling(NADL), буровой дочки Seadrill.

Уже летом 2018 г ППБУ West Phoenix начнет разведочное бурение на континентальном шельфе Великобритании и Норвегии по контракту с Statoil и ее партнерами.

Сначала будет пробурена разведочная скважина для лицензии Ragnfrid North на норвежском континентальном шельфе (NCS), а затем 3 скважины на континентальном шельфе Великобритании (UKCS).

В январе 2018 г Wintershall получила 6 лицензий на норвежском континентальном шельфе, в т.ч 3 в качестве оператора, в рамках проводимого Норвегией очередного лицензионного раунда на заранее определенных участках (Awards in Predefined areas 2017, APA 2017) распределения 75 лицензий на разработку участков недр на шельфе.

4 лицензии находятся в норвежской части Северного моря, 1 - в Норвежском море, 1 - в Баренцевом море.

Всего у Wintershall около 50 лицензий на ГРР и добычу в Норвегии.

Германия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 марта 2018 > № 2548112


Польша. Норвегия. США. РФ > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 марта 2018 > № 2548024

Посол Польши в РФ. Власти намерены заменить российский газ импортом из Норвегии и США.

Польша планирует заменить российский газ за счет импорта топлива из Норвегии или США. По словам дипломата, польская сторона стремится обрести независимость от российских поставок.

Об этом 26 марта 2018 г журналистам заявил посол Польши в РФ В. Марчиняк.

Как заявил посол, Польша стремится к диверсификации источников, а также развивать собственную добычу.

Он признал, что Польша все еще вынуждена импортировать значительную часть газа из России, но отметил, что направления политики диверсификации публично заявлены.

Польша хочет покупать природный газ из Норвегии через Прибалтику.

Второй путь диверсификации - импорт сжиженного газа (СПГ).

Как отметил В. Марчиняк. его можно покупать у разных поставщиков.

По его словам, у Польши есть возможности получать объемы СПГ, достаточные для обеспечения своих потребностей и региона.

В. Марчиняк подчеркнул, что вопрос не в том, чтобы полностью отказаться от поставок газа из России, а в том, чтобы от них не зависеть.

Он отметил, что Польша уже строит газопровод из Норвегии, а в случае высокой цены СПГ из США, может закупать его и у других поставщиков.

Поставки российского газа в Польшу осуществляются на основании долгосрочного договора, который будет действовать до 2022 г.

Неоднократно озвучивалась также возможность перейти на краткосрочные контракты.

Напомним, что Польша уже давно строит магистральный газопровод (МГП) Baltic Pipe по дну Балтийского моря в Норвегию через Данию.

Предположительно он будет введен в эксплуатацию в 2022 г.

Примерная стоимость строительства газопровода составит 1,7 млрд евро или 8,3 млн долл США/км.

Это невероятно много, много даже для морского МГП, если учесть, что когда-то стоимость газопроводов составляла 1-2 млн долл США/км

В июне 2017 г Дания и Польша наконец-то договорились о строительстве МГП Baltic Pipe.

Польша, невзирая на экономическую выгоду от сотрудничества с Газпромом, уже давно желает снизить зависимость от российского газа.

12 марта 2018 г Минэнерго Польши также сообщило, что сможет поставлять газ в Литву после того, как в 2021 г между странами будет построен газопровод.

М. Куртыка заявил, что с учетом того, что у Польше скоро будет доступ к альтернативным источника газа, таким как газопровод с Норвегией (Baltic Pipe) или расширенный СПГ-терминал в Свиноустье, страна сможет поставлять газ и помочь обеспечить энергобезопасность своим соседям в Балтии, в т.ч Литве.

Литва и Польша хотят прокладывать газопровод -интерконнектор (GIPL) и ввести его в эксплуатацию в 2021 г.

Стоимость проекта более 558 млн евро, в тч польская часть - 422 млн евро, а литовская - 136 млн евро.

Труба будет иметь Ø 700 мм и будет соединять газоизмерительные станции (ГИС) в Hołowczyce и Jauniunai с границей Литвы в Лаздийском районе.

Ранее анонсированная пропускная мощность МГП Baltic Pipe - 5 млрд м3/год газа.

При том, что Польша сама потребляет почти 15 млрд м3, из которых только 5 млрд м3/год - газ собственной добычи.

Учитывая это, альтруистичные стремления Польши помочь своим соседям избавиться от зависимости поставок российского газа выглядят мало реализуемыми.

Почти половина опрошенных читателей Neftegaz.RU также считают, что пропускная мощность МГП Балтийская труба не соответствует польским амбициям

Польша. Норвегия. США. РФ > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 марта 2018 > № 2548024


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 26 марта 2018 > № 2546775

На буровом судне «Валентин Шашин» вновь поднят российский флаг.

В 2005 году судно было сдано в аренду норвежской компании.

После 20 лет работы на иностранных проектах на буровом судне «Валентин Шашин» вновь поднят российский флаг, судно также получило свое первоначальное название, сообщили в «Зарубежнефти», отметив, что судовладельцем является «Арктикморнефтегазразведка», «дочка» компании. Порт регистрации судна – город Мурманск.

Сейчас судно, оборудованное системой динамического позиционирования второго поколения (DP-2), что позволяет ему удерживаться над заданной точкой с точностью до десяти сантиметров, находится во Вьетнаме и готово к участию в морских проектах.

Буровое судно «Валентин Шашин» построено в 1982 году. За 12 лет в акватории Арктики на глубине воды от 87 м до 325 м им было пробурено 15 скважин, благодаря которым открыты крупнейшие мировые месторождения, в том числе Штокмановское. В 2005 году судно было сдано в аренду, получило название Deep Venture и находилось в невыгодном для предприятия и России в целом контракте бербоут-чартера с норвежской компанией. В 2011 году при содействии правительства РФ судно было возвращено «Арктикморнефтегазразведке».

Судно прошло ремонт и модернизацию, на нем установлено современное оборудование и программное обеспечение, позволяющее вести работы на глубинах до 1740 м вместо прежних трёхсот. Система динамического позиционирования позволяет судну стоять на точке бурения при волнении моря до шести баллов. В случае приближения опасности судно может, отстыковав противовыбросовое оборудование от буровой плиты на дне моря, за три минуты уйти с точки бурения.

В годы аренды БС работало на шельфе Центральной и Южной Африки.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 26 марта 2018 > № 2546775


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 23 марта 2018 > № 2548073

С неприличными лозунгами. Норвежский Гринпис пытается помешать отправке буровой установки West Hercules в Баренцево море.

Гринпису вновь не дают покоя планы Норвегии по бурению поисковых скважин в Баренцевом море.

Экологи -Активисты предприняли очередную акцию 22 марта 2018 г.

2 активиста проникли на полупогружную буровую установку (ППБУ) West Hercules, которую Statoil арендовала для проведения разведочного бурения в Баренцевом море.

Визитеры дерзко потребовали встречи с капитаном ППБУ.

Еще 10 активистов Гринписа на каяках развернули у основания платформы плакаты с не очень приличными надписями, суть которых, мягко говоря,сводится к тому, что Statoil, меняя название, по сути остается нефтедобывающей компанией.

Напомним, что ранее Statoil заявила о планах по смене названия на Equinor.

Гринпис отнеся к этому скептически, говоря о том, что убрав слово нефть из названия, компания пытается создать себе «зеленый» имидж, но продолжает отправлять в Арктику платформы для добычи нефти.

Тезисы от Гринпис:

- этой акцией экологи - активисты решили воспрепятствовать отправке ППБУ в Арктику;

- готовы держаться столько, сколько будет нужно, решительно заявил глава норвежского Гринпис Т. Гуловсен;

- Гринпис и организация «Природа и молодежь» оспаривают в суде решение о расширении добычи нефти на арктическом шельфе и требуют от Statoil остановить бурение до финального вердикта;

- уже разведанных запасов нефти и газа больше, чем человечество может сжечь без катастрофических последствий для климата, поэтому вести геологоразведочные работы (ГРР) в Арктике бессмысленно и опасно.

Тезисы Statoil:

- действия экологов - активистов не помешают работе;

- ГРР начнутся летом 2018 г и «держаться» гринписовцам придется долго.

- ППБУ West Hercules обеспечит безопасную и эффективную работу.

Statoil арендовала ППБУ West Hercules, принадлежащую Seadrill, для бурения 2 разведочных скважин в течение лета 2018 г с возможностью бурения еще 5 скважин.

ППБУ пока находится в порту Hanoytangen на западе Норвегии.

Для любознательных напомним, что Seadrill - та самая норвежская компания, буровая дочка которой North Atlantic Drilling Limited (NADL), согласовала продление с Роснефтью, рамочного августовского 2014 г соглашения до 31 мая 2019 г.

Помните, Роснефть хотела приобрести долю участия 30% NADL путем обмена активов и инвестиций в уставный капитал компании, но помешали санкции.

Более того, NADL по долгосрочным соглашениям должна была начать бурение на шельфе 6ю морскими буровыми установками до 2022 г, что обеспечивало Роснефти реализацию своих проектов.

Акции Гринписа против планов Норвегии по проведению ГРР в Баренцевом море уже традиционны.

В августе 2017 г активисты с судна Arctic Sunrise вошли на каяках в охранную зону ППБУ Songa Enabler, ведущей бурение для Statoil в Баренцевом море.

Гринписовцы установили рядом с платформой огромный глобус, который кстати засветился и в новой акции.

Тогда норвежские власти задержали приснопамятный ледокол Гринпис Arctic Sunrise и 35 экологов - активистов, в т.ч россиянку Т. Васильеву.

В 2013 г ледокол Arctic Sunrise был задержан в Арктике по подозрению в пиратстве после попытки подняться на МЛСП Приразломная Газпром нефти.

Если после кошмара с экологами - активистами на МЛСП Приразломная, власти РФ приняли исчерпывающие меры, то толерантные власти Норвегии благополучно наступают на те же грабли.

А ведь ППБУ - объект повышенной опасности.

Норвегия глубоко заинтересована в шельфе Баренцева моря.

Власти страны, после снятия большей части противоречий с Россией по «серой зоне» Баренцева моря, стремятся привлечь в этот район нефтегазовые компании.

За счет этого Норвегия намерена активизировать развитие Баренцева моря в качестве нефтегазоносной провинции.

И акции экозащитников (а, скорее, экотеррористов) вряд ли будут браться в расчет при защите Норвегией своих государственных интересов.

Не дремлют экологи - активисты и у берегов США.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 23 марта 2018 > № 2548073


Норвегия. Франция > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 марта 2018 > № 2548193

Statoil купила доли участия Total в проектах Martin Linge и Garantiana.

Statoil и Total завершили анонсированную ранее сделку, в соответствии с которой Statoil приобрела доли Total и взяла на себя управление проектами Martin Linge и Garantiana на норвежском континентальном шельфе.

Об этом Statoil сообщила 20 марта 2018 г.

После закрытия сделки компания нарастила свою долю участия в Martin Linge с 19% до 70%, купив долю 51%.

Также Statoil приобрела 40% в Garantiana.

121 сотрудник из Total был переведен в Statoil в соответствии с договором и законодательством.

Напомним, что Total говорила о продаже своей доли участия в данном проекте еще в 2016 г, однако конкретные суммы, равно как и покупатели, не обозначались.

27 ноября 2017 г Statoil заявила о желании купить доли участия Total в месторождении Martin Linge и в месторождении Garantiana.

Тогда Statoil в общей сложности была готова заплатить Total 1,45 млрд долл США.

Нефтегазовое месторождение Martin Linge расположено в Северном море примерно в 180 км к западу от норвежского г Берген.

Martin Linge было открыто еще в 1978 г.

Его запасы оцениваются в 38 млн барр нефти и порядка 20 млрд м3 газа.

Garantiana - это нефтяное месторождение к северу от месторождения Visund в Северном море с извлекаемым ресурсным потенциалом от 50 до 70 млн барр нефтяного эквивалента.

Норвегия. Франция > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 марта 2018 > № 2548193


Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 15 марта 2018 > № 2544902

Statoil сменит название на Equinor.

Норвежская нефтегазовая компания Statoil планирует сменить название не Equinor. Такое предложение вынес на рассмотрение совет директоров компании, говорится в ее сообщении.

Новое наименование состоит из двух частей - equi, что созвучно словам equal, equality и equilibrium (равновесный), и части nor, которая подчеркивает норвежское происхождение компании.

Смена наименования отражает происходящие изменения в компании и акцентирует внимание на постоянных ценностях - безопасности и низкоуглеродной стратегии.

Вопрос об изменении названия компании будет рассмотрен на годовом собрании акционеров 15 мая.

Statoil является крупнейшей нефтегазовой компанией Норвегии. Штаб-квартира компании находится в городе Ставангер. Statoil основана в 1972 году, название переводится как "государственная нефть".

Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 15 марта 2018 > № 2544902


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 15 марта 2018 > № 2542245

Statoil изменит название на Equinor.

Cовет директоров Statoil предлагает изменить название компании на Equinor. Смена названия поддержит стратегию развития Statoil как крупнейшей энергетической корпорации.

Об этом Statoil сообщила 15 марта 2018 г.

Название Equinor формируется путем объединения «equi», основой для таких слов, как равноправие, равенство и равновесие, и «nor», сообщающее о компании, гордящейся своим норвежским происхождением, и которая хочет активно использовать это в своем позиционировании.

«Мир меняется, и Statoil меняется вместе с ним. Это самый большой переходный период, который когда-либо наблюдали наши современные энергетические системы, и мы стремимся быть на передовой этого развития. Наша стратегия остается твердой. Название Equinor отражает текущие изменения и поддерживает всегда безопасную, высокоценную и низкоуглеродную стратегию, которую мы изложили в 2017 г», - сообщил председатель правления Statoil Д. Э. Рейнхардсен.

«Для нас это исторический день. Statoil уже почти 50 лет отлично работает. Глядя на следующие 50 лет, размышляя о глобальном энергетическом переходе и о том, как мы развиваемся как передовая энергетическая компания, стало естественным изменить наше имя. Название Equinor отражает наше наследие и ценности, и мы стремимся развиваться в будущем», - заявил президент и главный исполнительный директор Statoil Э. Сетр.

Новое имя будет предложено акционерам в резолюции на годовом общем собрании 15 мая 2018 г.

Правительство Норвегии, являясь мажоритарным акционером, поддерживает это предложение и будет голосовать за резолюцию.

«Equinor - это яркое выражение того, кто мы есть, откуда мы и кем стремимся быть. Мы - компания, основанная на таких ценностях, как равноправие, мы хотим сближать людей и организации там где мы работаем. Норвежский континентальный шельф останется основой нашей компании, и мы будем использовать наше норвежское наследие в нашем позиционировании, поскольку мы продолжаем расти на международном уровне как в нефтегазовой, так и в возобновляемой энергии», - заявил Э. Сетр.

Стратегия Statoil, представленная в 2017 г, выстраивает четкие принципы для разработки индивидуального и конкурентоспособного портфеля. Statoil будет развивать долгосрочную стратегию развития норвежского континентального шельфа, углубляться в основные области и разрабатывать новые варианты развития на международном уровне.

Statoil является одним из самых эффективных производителей нефти и газа в мире, и планирует и в дальнейшем использовать свое низкоуглеродное преимущество.

Statoil развивается в прибыльной индустрии возобновляемой энергии и рассчитывает инвестировать 15-20% от общего объема капиталовложений в новые энергетические решения к 2030 г.

«Мы достигли серьезных результатов в 2017 г и сегодня крепко стоим на ногах. Мы укрепили нашу конкурентоспособность, радикально улучшили портфель проектов и получили четкое видение стратегии дальнейшего развития нашей компании. Поскольку мы позиционируем себя как компания развивающуюся в долгосрочной перспективе и хотим быть конкурентоспособными в будущем, уменьшая уровень выбросов углерода, мы искали имя, которое отражает наше наследие и ценности и в то же время отражает возможности, которые мы видим и можем реализовать в будущем. Я уверен, что имя Equinor будет поддерживать нашу стратегию и видение, чтобы сформировать будущее энергетики», - сообщил Э. Сетр.

«После официального одобрения 15 мая 2018 г мы начнем использовать новое название и бренд. Equinor - это перспективное имя, которое создает прочную платформу для взаимодействия и диалога с широким кругом заинтересованных сторон. Мы полагаем, что это создаст душевное равновесие и чувство гордость и поможет привлечь капитал, партнеров и новые таланты», - сообщил Р. Гьярум, старший вице-президент по корпоративным коммуникациям в Statoil.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 15 марта 2018 > № 2542245


Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 15 марта 2018 > № 2539125

Statoil меняет название на Equinor.

Новое название подчеркивает норвежское происхождение компании.

Норвежская нефтегазовая компания Statoil намерена сменить название на Equinor. С таким предложением выступил совет директоров компании, говорится в сообщении компании. Новое наименование состоит из двух частей – equi, что созвучно словам equal, equality и equilibrium (равный, равновесный) и части nor, которая подчеркивает норвежское происхождение компании.

Глава компании Эльдар Сетре так прокомментировал смену бренда: «Это исторический день для нас. Название Statoil прослужило нам почти 50 лет. Глядя в предстоящие 50 лет, с учетом трансформации, происходящей в мировой энергетике, и нашего развития как разносторонней энергетической компании смена названия стала естественной».

Смена наименования отражает происходящие изменения в компании и акцентирует внимание на постоянных ценностях – безопасности и низкоуглеродной стратегии, отмечают представители Statoil. Вопрос об изменении названия компании будет рассмотрен на годовом собрании акционеров 15 мая.

Statoil, основанная в 1972 году, – крупнейшая нефтегазовая компания Норвегии. Штаб-квартира компании находится в городе Ставангер. Нынешнее название компании переводится как «государственная нефть».

Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 15 марта 2018 > № 2539125


Германия. Норвегия. Весь мир. РФ > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 8 марта 2018 > № 2522976

Немецкая Wintershall в 2017 году удвоила прибыль - до 719 млн евро

В 2017 году самая крупная нефтегазовая компания Германии с международным профилем увеличила результат хозяйственной деятельности (EBIT) до учета особых факторов на 53% (276 миллионов евро), до 793 миллионов евро (2016 г.: 517 миллионов евро).

Это обусловлено, прежде всего, ростом цен на нефть и газ, а также увеличением вклада в результат долевого участия компании в Южно-Русском газовом месторождении. Широкие меры по оптимизации проектов геологоразведки и добычи и успешная реализация оперативных мер по снижению затрат также дали положительный эффект. EBIT увеличился на 544 миллиона евро (плюс 109 процентов) и достиг 1043 миллионов евро (2016 г.: 499 миллионов евро). В нем учтены чрезвычайные доходы от повышения балансовой стоимости основных средств в Норвегии и Нидерландах, а также от продажи долей участия в лицензионном блоке Агуада-Пичана в Аргентине. Обратный эффект имела переоценка стоимости геологоразведочного потенциала в Норвегии.

Годовая прибыль после учета долей других участников увеличилась на 357 миллионов евро (плюс 99 процентов) и достигла 719 миллионов евро (2016 г.: 362 миллиона евро).

«Наша цель, а именно в 2017 году вновь достичь в нефтегазовом бизнесе значительно более высокого результата для группы BASF, была достигнута благодаря высоким достижениям коллектива Wintershall», – сказал председатель правления Wintershall Марио Мерен.

Так, оборот с третьими лицами по сравнению с предыдущим годом в результате увеличения цен и объемов увеличился на 476 миллионов евро (плюс 17 процентов) и достиг 3244 миллионов евро (2016 г.: 2768 миллионов евро). Средняя цена на нефть эталонной марки Брент в 2017 году составила 54 долл. США за баррель (2016 г.: 44 долл. США). Цены на газ на европейских спотовых рынках по сравнению с предыдущим годом выросли примерно на 24 процента. Главным фактором роста сбыта было увеличение объемов продаж газа.

Добыча нефти и газа удержалась на рекордно высоком уровне

Компании удалось удержать объем добычи нефти и газа на уровне прошлого года (2016 г.: 165 млн баррелей нефтяного эквивалента). В поиске новых месторождений нефти и газа Wintershall в 2017 году пробурила в общей сложности семь разведочных и доразведочных скважин, три из которых оказались продуктивными. Объем доказанных запасов нефти и газа компании по сравнению с концом 2016 года увеличился на три процента и достиг 1677 млн баррелей нефтяного эквивалента (б.н.э.) (2016 г.: 1622 млн б.н.э.). Коэффициент восполнения запасов в 2017 году составил 133 процента.

Расчетная кратность запасов, выведенная на базе добычи Wintershall в 2017 году и уровня запасов к концу года, составляет примерно десять лет (2016 г.: десять лет). «Мы увеличили объем добычи с 2011 года примерно на 50 процентов. И при этом мы не жили за счет будущего», – сказал Мерен. Ведь за тот же период удалось увеличить объем запасов также почти на 50 процентов. Wintershall планирует до 2022 года в общей сложности вложить примерно 3,5 миллиарда евро в развитие нефтегазового бизнеса. Это соответствует примерно пятой части (18 процентов) общей суммы инвестиций группы BASF на период 2018 – 2022 гг.

Wintershall DEA в роли ключевого игрока в Европе

В декабре 2017 года было объявлено о предстоящих фундаментальных изменениях: BASF намерен вместе с группой LetterOne объединить нефтегазовые активы двух компаний в рамках совместного предприятия. Новое предприятие, которое будет называться Wintershall DEA, должно стать одной из крупнейших независимых нефтегазовых компаний Европы – с прекрасными перспективами роста. В среднесрочной перспективе планируется выход совместного предприятия на биржу. «Портфели активов двух компаний идеально сочетаются. Мы сможем еще сильнее укрепить производство в Европе и расширить регионы добычи в Южной Америке и Северной Африке, – пояснил Мерен. – Объем добычи объединенной компании Wintershall DEA превышает 215 млн б.н.э. в год. Это примерно 600 тысяч баррелей в сутки». При этом три четверти добычи приходится на долю Wintershall.

Россия остается главным приоритетным регионом

В конце 2017 года отмечался десятилетний юбилей запуска добычи газа на Южно-Русском месторождении в Западной Сибири. Wintershall уже в 2009 году вышла на уровень проектной мощности в 250 млрд кубометров газа в год. В первой половине 2018 года будет достигнута отметка суммарной добычи в 250 млрд кубометров, что соответствует потреблению газа в Германии за последние три года. Часть добываемого на этом месторождении газа транспортируется по газопроводу «Северный поток» в Европу. Тем самым Wintershall вносит существенный вклад в надежное газоснабжение Европы.

На блоке 1 A ачимовских отложений Уренгойского месторождения, в котором Wintershall имеет долевое участие в 50 процентов, была продолжена поэтапная разработка месторождения. В итоге, к концу 2017 года добыча велась из 88 скважин, а объем добычи в 2017 году по плану вырос до 6,6 млрд кубометров газа. Помимо этого, дочернее общество BASF планирует совместно с ПАО «Газпром» разрабатывать блоки 4 А и 5 А ачимовских отложений. «Волгодеминойл», СП Wintershall с российским партнером РИТЭК на юге России, недавно отметил 25-летний юбилей своего существования. Кооперация двух компаний считается пионерским проектом совместной германо-российской добычи нефти и образцом успешного двустороннего сотрудничества и совместного экономического успеха.

«Наши проекты, а также более чем 25-летняя кооперация с нашими российскими партнерами в прошлом году в очередной раз показали, что мы можем реализовать на практике доверительное, стабильное и успешное германо-российское сотрудничество», – отметил Мерен. «Учитывая прочный фундамент партнерства и крупные запасы природного газа в Сибири, Россия останется краеугольным камнем портфеля нашей компании», – добавил Мерен.

Норвегия: ожидания превзойдены

В Норвегии Wintershall смогла еще дальше расширить свою деятельность и превзойти собственные цели. «Благодаря инновационной концепции разработки месторождения Maria и установке добычного комплекса непосредственно на морском дне с привязкой к существующей инфраструктуре существенно снижаются затраты», – сказал Мерен. Опережая график на целый год, компания приступила к добыче в Норвежском море в декабре 2017 года. Стоимость проекта составила примерно 1,2 миллиарда евро, и тем самым была более чем на 20 процентов ниже расчетной стоимости. Maria – это первый проект в Норвегии, где Wintershall управляла работами на всех этапах разработки: от геологоразведки до начала добычи.

«Успешная реализация сложного морского проекта свидетельствует о высокой эффективности и ноу-хау Wintershall, которые проявляются не только в Норвегии. Это образцовый проект для нас и всей отрасли», – отметил Мерен. Maria – самый крупный на данный момент морской инвестиционный проект, осуществленный компанией Wintershall на правах оператора. Кроме того, была продолжена разработка месторождений Ivar Aasen и Edvard Grieg бурением дополнительных скважин.

По словам Мерена, месторождения Aasta Hansteen и Nova (раньше: Skarfjell) удачно пополняют портфель будущих проектов нефтегазовой компании: «Мы стремимся к тому, чтобы в первой половине 2018 года представить план разработки Nova на рассмотрение в Министерство энергетики Норвегии», – сказал Мерен. Концепция разработки предусматривает подводное присоединение нефтегазового месторождения к расположенной рядом платформе Gjøa. В конце февраля 2018 года для этой цели были уже выданы заказы на сумму примерно 190 миллионов евро.

Крупные проекты представляют собой вехи не только в работе самой компании. Они также подтверждают большое значение добычи нефти и газа в Северном море, которое по-прежнему является одним из самых важных регионов добычи в Европе. Из Северного моря и прибрежных государств поступает примерно половина потребляемого в ЕС природного газа.

Портфель активов в Норвегии был еще дальше расширен в результате получения в январе 2018 года шести новых лицензий

на геологоразведку, выданных Министерством энергетики Норвегии в рамках лицензионного раунда APA 2017. Три лицензии наделяют Wintershall правами оператора. Все лицензионные участки распложены в коренных регионах работы Wintershall.

Южная Америка: инвестиции в будущее

Работа Wintershall в Аргентине имеет давнюю традицию: в этой стране компания уже 40 лет с большим успехом занимается геологоразведкой и добычей углеводородов. В настоящее время Wintershall в общей сложности владеет долями в 15 наземных и морских месторождениях, на двух из которых компания является оператором работ. «Мы на протяжении нескольких десятилетий вносим вклад в развитие нефтегазовой промышленности Аргентины. К тому же мы сейчас являемся оператором работ на двух лицензионных участках, где на пилотном этапе добывается нетрадиционная нефть», – сказал Мерен. Блоки Агуада-Федераль и Бандуррия-Норте расположены в провинции Неукен и относятся к перспективной структуре Вака- Mуэрта. После выполнения проекта разработки сланцевой нефти на блоке Агуада-Федераль еще в 2015 году, в 2017 году последовало бурение трех горизонтальных скважин на блоке Бандуррия-Норте. Опираясь на опыт реализации предыдущего проекта, коллектив смог завершить буровые работы раньше срока и при более низких затратах. В 2018 году планируется проведение испытаний обоих проектов. «У нас имеется технология и ноу-хау бурения скважин в сложных геологических условиях с соблюдением самых высоких стандартов HSE», – отметил Мерен.

На блоке CN-V, расположенном в провинции Мендоса, Wintershall открыла залежь нефти. В 2018 году на этом блоке планируется бурение второй разведочной скважины, после чего Wintershall станет оператором работ. На Огненной Земле начались работы по расширению мощности установок подготовки газа для лицензионного участка Куенка Марина Аустраль 1. В провинции Неукен Wintershall сократила свое долевое участие в лицензионном блоке Aгуада-Пичана. Доли в блоке Aгуада- Пичана Оесте (западный) были проданы компаниям Pan American Energy LLC, Буэнос-Айрес (Аргентина) и YPF S.A., Буэнос-Айрес (Аргентина). В начале 2018 года Wintershall незначительно сократила свое участие в блоке Aгуада-Пичана Эсте (восточный) путем продажи своих долей компании Total Austral S.A., Буэнос-Айрес (Аргентина). Помимо этого, Wintershall планирует расширение своего присутствия в Южной Америке и участие в поиске нефти и газа у побережья Бразилии. «В 2018 году мы будем участвовать в аукционе по продаже лицензий на проведение геолого- разведочных работ», – объявил председатель правления Wintershall. Побережье Бразилии считается одним из самых перспективных нефтяных регионов мира. Ближний Восток: скважина Шувайхат-6 успешно завершена В Aбу-Даби Wintershall в 2017 году успешно завершила бурение второй разведочной скважины (SH-6) на месторождении Шувайхат. Работы были выполнены раньше срока и по более низкой стоимости, чем было запланировано. Скважина SH-6 была пробурена в Персидском заливе в пяти километрах от берега. Месторождение высокосернистого газа и конденсата Шувайхат расположено в западной части Абу-Даби, примерно в 25 километрах к западу от промышленного города Рувайс.

Выполняя функцию оператора, Wintershall применяет самые высокие стандарты по HSE и пользуется опытом безопасной разработки и добычи на месторождениях высокосернистого газа, накопленным за более чем 40 лет.

Wintershall работает в Абу-Даби на протяжении нескольких лет и преследует цель расширения своего присутствия в регионе. В июне 2012 года Wintershall вместе с Национальной нефтяной компанией Абу-Даби (ADNOC) и австрийской OMV подписала соглашение о технической оценке месторождения Шувайхат. После выполнения 3D-сейсмики (2015 г.) и бурения двух разведочных скважин (2016 г. и 2017 г.) техническая оценка на данный момент считается завершенной. Процесс обработки данных пока еще продолжается. Сейчас обсуждаются дополнительные концепции разработки месторождения Шувайхат.

В Ливии Wintershall на правах оператора эксплуатирует восемь нефтяных месторождений на наземных лицензионных участках 96 и 97. В марте 2017 года добыча нефти на обоих лицензионных участках была приостановлена. По договоренности с Национальной нефтяной компанией (ННК) добыча была возобновлена в период с июня до октября 2017 года. Производительность составляла 55 тысяч баррелей нефти в сутки на лицензионном участке 96 и 10 тысяч – на участке 97. До конца января 2018 года производство на участке 96 вновь прекратилось из-за забастовки. Wintershall в настоящее время ведет переговоры с ННК о рамках будущего сотрудничества. Расположенное у побережья Ливии месторождение Аль-Джурф, в котором Wintershall имеет долевое участие, в течение 2017 года непрерывно эксплуатировалось.

Добыча в родной стране как вклад в энергобезопасность

В Германии Wintershall на производственной площадке Эмлиххайм, расположенной на германо-нидерландской границе, успешно завершила буровые работы по строительству двенадцати новых скважин, которые уже введены в эксплуатацию. Эмлиххайм – одно из самых крупных и традиционных производств в Германии. Здесь Wintershall уже более 70 лет добывает нефть на постоянно высоком уровне. Так как в нефтяном месторождении Эмлиххайм еще имеются неосвоенные запасы, Wintershall анализирует его методом современной 3D-сейсмики с высокой разрешающей способностью. Первые результаты проведенных в феврале 2018 года трансграничных измерений будут получены в начале 2019 года. Помимо этого, Wintershall успешно завершила буровые работы на месторождении Миттельплате у немецкого побережья Северного моря.

Wintershall имеет 50-процентную долю участия в самом крупном нефтяном месторождении Германии, где оператором работ является DEA. Буровая и добывающая платформа Миттельплате вносит существенный вклад в энергоснабжение Германии. С начала добычи в октябре 1987 года из нефтяного месторождения было добыто более 34 миллионов тонн нефти. Безаварийная добыча в зоне мелководья (ваттовое море) на протяжении более 30 лет свидетельствует о совместимости интересов добычи нефти и защиты окружающей среды. Для сохранения существенного вклада месторождения Миттельплате в отечественную добычу Wintershall и DEA уже в 2017 году запустили дополнительные буровые работы, которые продлятся до 2022 года. На производственной площадке в Барнсторфе (Нижняя Саксония), где находится штаб-квартира по еративной деятельности Wintershall в Германии, компания успешно завершила модернизацию установки подготовки нефти. На промысле в Бокштедте она пробурила пять новых скважин, первые из которых уже находятся в эксплуатации.

Помимо этого, Wintershall осенью 2017 года начала строить новое здание лаборатории. Открытие нового комплекса, создание которого обходится в 5,8 миллиона евро, запланировано на конец лета 2018 года. Центральная лаборатория в Барнсторфе, среди прочего, анализирует в год примерно 2 тысяч проб, поступающих от всех производственных площадок Wintershall по всему миру. Объем заказов с 2012 года вырос примерно на 30 процентов. На производственной площадке в Ландау, на юге региона Пфальц, Wintershall в начале 2017 года выполнила 3D-сейсмику. В настоящее время геологи и инженеры по разработке месторождений изучают наличие потенциала для бурения новых скважин. Wintershall добывает нефть в Ландау уже более 60 лет. Инфраструктура для надежного газоснабжения Европы В газопроводе «Северный поток», который находится в эксплуатации с 2011 года, Wintershall через компанию Nord Stream AG, г. Цуг (Швейцария) имеет долевое участие в размере 15,5 процента. Газопровод, который проходит по дну Балтийского моря из России до побережья Германии, имеет общую мощность в 55 миллиардов кубометров газа в год, и тем самым способствует повышению энергобезопасности Европы.

Кроме того, Wintershall в качестве финансового инвестора участвует в финансировании нового проекта – «Северного потока – 2». Реализация этого проекта укрепит инфраструктуру и энергобезопасность Европы; это особенно важно с учетом падающей добычи в этом регионе. Вместе с четырьмя другими европейскими энергокомпаниями Wintershall в апреле 2017 года подписала долгосрочные контракты о финансировании с проектной компанией Nord Stream 2 AG, г. Цуг (Швейцария), согласно которым компании обязались обеспечить долгосрочное финансирование 50 процентов от общей стоимости проекта, которая на данный момент оценивается в 9,5 миллиардов евро. Wintershall соответственно предоставит до 950 миллионов евро. Из этой суммы к 31 декабря 2017 года выплачено 324 миллиона евро. «Газпром» является единственным акционером проектной компании Nord Stream 2 AG. В конце января 2018 года компания Nord Stream 2 получила разрешение на строительство и эксплуатацию морской части газопровода в территориальных водах Германии и сухопутной части в районе Любмина вблизи Грайфсвальда.

Германия. Норвегия. Весь мир. РФ > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 8 марта 2018 > № 2522976


Великобритания. Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 марта 2018 > № 2535174

BP следом за Statoil заявила, что продолжит сотрудничество с Роснефтью.

BP, партнер Роснефти по ряду разведочных и добычных проектов и ее акционер (владеет 19,75% Роснефти), продолжит сотрудничество с российской компанией в прежнем режиме.

Об этом 6 марта 2018 г в кулуарах конференции CERAWeek в г Хьюстоне сказал глава компании Б. Дадли.

Он заявил, что BP и Роснефть конечно же сохранят свое сотрудничество.

Что касается санкций, подчеркнул Б. Дадли, BP всегда оперирует в пределах санкционных ограничений.

Он отметил, что ExxonMobil также работает с Роснефтью в газовом проекте.

По его мнению, санкции больше касаются арктических проектов.

1 марта 2018 г стало известно, что американская корпорация ExxonMobil из-за антироссийских санкций намерена начать процедуру выхода из совместных проектов с Роснефтью в сфере поисков месторождений нефти.

2 марта 2018 г Роснефть в свою очередь заявила, что будет самостоятельно развивать проекты в России, из которых выходит ExxonMobil, но поддержит возвращение американской компании при появлении такой законодательной возможности.

Помимо этого в компании заявили, что такое решение ExxonMobil было ожидаемым, в связи с тем, что корпорация несла убытки.

Напомним, что В 2013 и 2014 гг ExxonMobil и Роснефть создали различные структуры для осуществления операций в сфере нефтеразведки.

В т.ч компании достигли договоренностей о совместной работе на шельфе Карского моря, Чукотского моря, моря Лаптевых, Черного моря.

Но в 2014 г ExxonMobil пришлось прекратить бурение на шельфе российской Арктики.

А чуть позже ExxonMobil объявила, что остановит работы по 9 проектам в рамках соглашения о стратегическом сотрудничестве с Роснефтью.

5 марта 2018 г Statoil, имеющая совместные с Роснефтью проекты в Охотском море, заявила, что сохранит неизменным стратегическое соглашение с российской компанией, которое касается как разведки на шельфе, так и сотрудничества на сухопутных проектах.

Компании имеют богатый опыт обхода антироссийских санкций.

Великобритания. Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 марта 2018 > № 2535174


Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 6 марта 2018 > № 2535146

Statoil проведет разведочное бурение установкой West Phoenix в Северном море.

Statoil и ее партнеры заключили контракт на использование буровой установки West Phoenix для разведочного бурения на британских и норвежских континентальных шельфах, которое планируется начать летом 2018 г.

Об этом Statoil сообщила 5 марта 2018 г.

Контракт заключен с 2 компаниями - Seadrill North Atlantic Drilling UK Ltd и North Atlantic Norway Ltd.

Полупогружная буровая установка West Phoenix сначала пробурит разведочную скважину Ragnfrid North на норвежском континентальном шельфе, а затем 3 скважины на континентальном шельфе Великобритании.

Эта установка была одобрена властями для использования на шельфе как в Норвегии, так и в Великобритании.

По словам директора Statoil по бурению, для работ потребуется установка большой мощности, потому что Statoil будет бурить скважины в высокотемпературных образованиях под высоким давлением.

Выбор пал на Phoenix, потому что она является современной установкой с 2 буровыми вышками 6го поколения.

Сообщается что буровые вышки соответствующие потребностям Statoil есть у Seadrill.

Скважина Ragnfrid North (Statoil 52%, Petoro 27%, ExxonMobil 15%, Total 6%) имеет оценочную стоимость в размере 19,5 млн долл США, а стоимость 3х скважин на британском шельфе оценивается в 18,5 млн долл США.

Цифры включают в себя комплексные услуги бурения, такие как расходы на топливо, эксплуатация обсадной колонны, дистанционное управление подводным аппаратом, утилизация отходов, а также мобилизация и демобилизация.

Ragnfrid North расположена примерно в 20 км к югу от месторождения Kristin в Норвежском море.

После завершения скважины Ragnfrid North вышка West Phoenix переместится на британский шельф, где Statoil будет бурить 3 скважины.

Оценочная скважина Verbier позволит выяснить потенциальный диапазон объемов углеводородов на участке Verbier.

Verbier был обнаружен в октябре 2017 г с начальным объемом в диапазоне от 25 до 130 млн барр нефти.

Партнерами по лицензии на разработку месторождениях являются: Statoil 70%, Jersey Oil and Gas 18% и CIECO V&C Limited 12%.

Еще три скважины Statoil пробурит на участках Fladen Ground Spur и Mariner.

Соответствующие лицензии были присуждены в 29м раунде лицензирования в 2017 г - Statoil (50%) в качестве оператора и BP (50%) в качестве партнера.

Планируется, что скважины начнут бурить в 3 квартале 2018 г и закончат через 4-5 месяцев.

Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 6 марта 2018 > № 2535146


Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 марта 2018 > № 2534819

Statoil продолжит сотрудничество с Роснефтью, не последует примеру ExxonMobil.

Statoil, имеющая совместные с Роснефтью проекты в Охотском море, сохранит неизменным стратегическое соглашение с российской компанией, которое касается как разведки на шельфе, так и сотрудничества на сухопутных проектах.

Об этом 2 марта 2018 г заявил пресс-секретарь Statoil Э Хааланд.

Такое заявление он сделал после того, как ExxonMobil 28 февраля 2018 г сообщила о выходе из совместных с Роснефтью проектов по поиску и добыче нефти из-за санкций.

В Роснефти заявили, что такое решение было ожидаемым для всех, т.к ExxonMobil несла убытки.

Позднее Роснефть опубликовала заявление в котором сообщила, что продолжит самостоятельно работать над проектами из которых вышла ExxonMobil и поддержит ее возвращение, если это станет возможно.

Между Роснефтью и Statoil заключено соглашение, предусматривающее освоение лицензионных участков на российском шельфе в Баренцевом и Охотском морях, а также участие Роснефти в освоении участков норвежского шельфа.

В рамках соглашения компаниями были созданы совместные предприятия, выполнен комплекс геологоразведочных работ, в том числе сейсморазведочные работы 2D и 3D, проведены инженерно-геологические изыскания.

В 2016 г совместное предприятие Роснефти и норвежской Statoil пробурило 2 поисковых скважины в Охотском море, однако открытий сделано не было.

Главный геолог Роснефти А. Лазеев в декабре 2017 г отмечал, что планы по бурению в Охотском море требуют корректировки.

В сентябре 2017 г РН Разведка и добыча и Statoil Russia AS подписали акционерное и операционное соглашение для разработки Северо-Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения (расположено на территории Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого АО).

Документ предусматривает, что Statoil приобретет 33,33% в компании СевКомНефтегаз.

Ранее Роснефть и Statoil не стали отказываться от сотрудничества, а обошли санкции, изменив формулировки в своих сообщениях, отнеся прежде именовавшиеся запасы сланцевой нефти к доманиковым отложениям известняковой породы.

Так, Statoil подправила пресс-релиз от июня 2013 г, заменив слово shale (сланцы) на limestone formation (известняковые формации), на которые запрет США не распространялся.

Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 марта 2018 > № 2534819


Ирак. Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 5 марта 2018 > № 2524106

Премьер Ирака и глава «ЛУКОЙЛа» обсудили темпы добычи российской компанией.

Премьер-министр Ирака высказался за «расширение сотрудничества и координации между «ЛУКОЙЛом» и иракской государственной маркетинговой компанией.

Вопросы темпов добычи нефти и сопутствующего газа «ЛУКОЙЛом» на проектах в Ираке обсудили в Багдаде глава российской компании Вагит Алекперов и иракский премьер-министр Хейдар аль-Абади, говорится в пресс-релизе канцелярии главы кабинета министров Ирака. На встрече было рассмотрено «выполнение проектов, в которых задействована российская компания, в частности по разработке месторождения «Западная Курна – 2» в провинции Басра, в рамках повышения добычи нефти, сопутствующего газа, а также предоставления новых рабочих мест иракским гражданам», сообщается в пресс-релизе. Отмечается также, что аль-Абади и Алекперов обсудили «ускорение процесса по проекту на месторождении Рафиа на границе провинций Мутанна и Ди-Кар». Премьер-министр Ирака высказался за «расширение сотрудничества и координации между «ЛУКОЙЛом» и иракской государственной маркетинговой компанией (SOMO)».

Месторождение «Западная Курна – 2» на юге Ирака – одно из крупнейших в мире. Извлекаемые запасы составляют около 14 млрд баррелей. «ЛУКОЙЛ» разрабатывает его в консорциуме с норвежской Statoil.

«ЛУКОЙЛ», выступающая оператором на проекте Западная Курна – 2, предполагает снизить полку добычи с 1,2 млн до 0,8 млн б/с. По словам Алекперова, обсуждаются также инвестиции и сроки исполнения обязательств. «ЛУКОЙЛ» до конца года должна представить Миннефти Ирака план разработки месторождения.

Ирак. Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 5 марта 2018 > № 2524106


Норвегия. ПФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 2 марта 2018 > № 2528704

Пермский инноватор в области нефтедобывающего оборудования разработает УЭЦН высокой надежности для Statoil.

В конце 2017 г Новомет заключил соглашение с концерном Statoil Petroleum AS (Норвегия).

По его условиям пермская компания разработает установку электроцентробежного насоса с приводом от погружного вентильного электродвигателя с целью ее дальнейшего внедрения на шельфовых месторождениях.

Заключению соглашения предшествовал целый ряд аудитов производственных и испытательных комплексов пермского предприятия, его научного и исследовательского потенциала, совещаний с обсуждением предлагаемых технических решений для реализации проекта.

По результатам оценки гости высоко оценили инженерный, технологический и производственный уровень Новомет-Пермь, а также комплексную систему управления инновационными проектами на предприятии.

Результатом работы стал запуск уникального R&D-проекта не только для России, но и для нефтесервисной отрасли в целом.

Норвегия. ПФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 2 марта 2018 > № 2528704


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 марта 2018 > № 2524115

На 15% повышена оценка углеводородных запасов Норвегии.

Значительное повышение прежних оценок связано с исследованиями "серой зоны" Баренцева моря.

Запасы углеводородов на норвежском шельфе по состоянию на 31 декабря 2017 года оцениваются в 8,5 млрд кубометров нефтяного эквивалента – на 15% больше оценки декабря 2016 года. Об этом сообщил Норвежский нефтяной директорат – правительственное агентство, отвечающее за управление национальными ресурсами углеводородов. Чуть меньше половины запасов приходится на газ – 4,2 млрд кубометров нефтяного эквивалента (соответствует 4,2 трлн кубометров газа). Запасы нефти и газового конденсата оцениваются в 4,3 млрд кубометров нефтяного эквивалента (соответствует 2,7 млрд баррелей нефти). Это усредненные показатели, учитывающие неразведанные ресурсы, которые могут оказаться существенно больше или существенно меньше прогнозов.

Согласно новым подсчетам, 44% норвежских нефтегазовых запасов сосредоточено на шельфе Северного моря и 36% на шельфе Баренцева моря. Еще 20% приходится на шельф Норвежского моря, который сейчас преимущественно закрыт для нефтеразведки и нефтедобычи по экологическим соображениям, хотя крупнейшие политические партии королевства и добиваются изменения этой ситуации.

Значительное повышение прежних оценок директората в первую очередь связано с тем, что в новых данных учитываются итоги проводившихся в 2016-2017 годах исследований обширного сектора шельфа (170 тыс. кв. км) в северо-восточной части Баренцева моря выше 74-й параллели. После обобщения результатов этой работы Норвегия удвоила оценку неразведанных углеводородных запасов своей части баренцевоморского шельфа и шельфа Шпицбергена – с 1,4 млрд кубометров нефтяного эквивалента до 2,5-2,8 млрд. Об этом директорат сообщал летом 2017 года.

Существенная часть этой зоны отошла Норвегии после разрешения давнего территориального спора с Россией, из-за которого в спорной акватории несколько десятилетий была запрещена сейсморазведка. В 2011 году Норвегия и РФ поровну поделили между собой так называемую серую зону Баренцева моря, договорившись о совместной разработке месторождений, которые будут обнаружены в будущем на разграничительной линии.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 марта 2018 > № 2524115


Бельгия. Нидерланды. Норвегия. РФ > Нефть, газ, уголь. Транспорт > mirnov.ru, 2 марта 2018 > № 2517837

ГАЗОВЫЙ КРИЗИС В ЕВРОПЕ

Борьба с российскими энергоносителями привела нарастанию газового кризиса в Западной Европе в период пикового всплеска их потребления.

Морозы, обрушившиеся в завершение зимы на Европу, стали быстро истощать газовые хранилища. Самое тяжелое положение возникло в Великобритании. Сообщается, что национальная газовая сеть оповестила о серьезном дефиците газа. Ситуация была настолько серьезной, что пришлось обратиться к индустрии и крупным предпринимателям ограничить потребление газа.

Не исключено, что с аналогичную просьбу газовикам придется адресовать и частным потребителям, которые и без того экономят на газе из-за его растущей стоимости.

Возникли проблемы с поставкой газа по трубопроводам из Бельгии и Нидерландов, но газ поступает еще и из Норвегии, а также в страну завозится сжиженный газ.

Кризис ухудшают экстремальные погодные условия. Химический гигант «Ineos» признал, что по запросу Национальной газовой сети ему придется на 20 процентов сократить потребление газа на его крупнейшем заводе.

Эксперт по энергетике Питер Атертон назвал нехватку газа достаточно значительной и не исключил, что придется попросить людей полностью перестать пользоваться газом. В первую очередь эта мера коснется газовых электростанций, а затем промышленности.

Как обычно, к морозам и снегопадам оказались не готовыми европейские аэропорты. Временно был вынужден прекратить работу такой крупный авиационный узел как Женевский аэропорт, где не успевали очищать поле. C морозом не справился аэропорт в Глазго, где замерзающим пассажирам стали выдавать одеяла.

Николай Иванов

Бельгия. Нидерланды. Норвегия. РФ > Нефть, газ, уголь. Транспорт > mirnov.ru, 2 марта 2018 > № 2517837


Норвегия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 28 февраля 2018 > № 2514629 Татьяна Митрова

Сказки северных морей: как Норвегия развивает рынок сжиженного природного газа

Татьяна Митрова

Директор Энергетического центра Московской школы управления Сколково

В Европе используют норвежский газ для диверсификации источников поставок и рассматривают его как альтернативу российскому. Норвегия при этом серьезно развивает внутренний рынок и новые области его применения

Норвегия является крупным производителем нефти и газа. Очень часто норвежский газ рассматривается в качестве альтернативы российскому — правительства восточноевропейских стран зачастую используют его для диверсификации источников поставок газа. В качестве подобного примера можно привести знаменитое плавучее хранилище и регазификатор Independence для поставок газа в Литву. За этими громкими геополитическими процессами незамеченной проходит активная деятельность правительства Норвегии по развитию внутреннего рынка СПГ.

Норвегия, так же как и Россия, является относительным новичком на рынке СПГ, но при этом развивает внутренний рынок и новые сегменты его применения, например, бункеровку судов СПГ. В этой области Норвегия стала безусловным мировым лидером: по состоянию на 2017 год около половины из более чем 100 судов в мире, использующих СПГ в качестве топлива, приходится именно на эту страну, а в состав норвежского флота на СПГ входят паромы, патрульные суда, буксиры, танкеры и суда снабжения платформ.

Норвегия уже давно активно поддерживает использование СПГ в качестве бункерного топлива: еще в 2000 году началось использование первого в мире работающего на СПГ автомобильно-пассажирского парома Glutra. Заправка топливных резервуаров парома длится около двух часов и происходит раз в четыре-пять дней, когда судно пришвартовано на ночь и пассажиров на борту нет.

Для заправки судов в основных портах Норвегии создавалась соответствующая инфраструктура, при этом обеспечивалось достаточно сбалансированное развитие: вслед за развитием использования СПГ на море почти сразу создается инфраструктура для использования СПГ на суше. В итоге были созданы заправочные станции для грузовиков, объекты бункеровки судов (бункеровочные суда для заправки в море и заправочные комплексы на берегу), вспомогательные пункты хранения. СПГ-заводы и терминалы реализуют СПГ в том числе и небольшими партиями, оказывая услуги по перевалке на заправочные суда и грузовики. Основная часть инфраструктурных объектов принадлежит компании Gasnor (дочерняя компания Shell), которая занимается дистрибуцией газа в Норвегии.

Что касается производства СПГ, то наиболее известным и крупным является завод в Хаммерфесте мощностью 4,3 млн т/год, на который газ поставляется с месторождения со сказочным названием Белоснежка (Snøhvit). Помимо него есть и заводы меньшей производительности: Risavika (0,3 млн т/год), Snurrevarden (0,02 млн т/год), Kollsnes 1 (0,04 млн т/год), Kollsnes 2 (0,08 млн т/год) и др.

При этом норвежские компании из сегмента малотоннажного СПГ стремятся к диверсификации источников СПГ для обеспечения надежного снабжения газом потребителей. Так, в условиях зимы 2017–2018 был подписан контракт между владельцем второго по мощности завода СПГ в Рисавике, принадлежащего компании Skangas, и терминалом Grain LNG в Великобритании. Примечательно, что для поставки СПГ будут использоваться небольшие газовозы из состава флота Skangas и для этого терминал Grain LNG пройдет реконструкцию с целью организации возможности заправки газовозов объемом до 20 000 кубометров. В качестве одной из причин, побудившей к подписанию подобного контракта, является увеличение спроса на малотоннажный СПГ. Рост интенсивности использования газовозов малой вместимости положительно скажется на их экономической эффективности и приведет к снижению издержек по распределению малотоннажного СПГ.

«Кнут и пряник» ради снижения выбросов

Достаточно интересен норвежский опыт стимулирования использования СПГ, который является действенным примером реализации принципа «кнута и пряника» в рамках государственных обязательств по снижению выбросов NOx (оксиды азота — NO, NO2 — приводят к возникновению смога и кислотных дождей, а также могут отрицательно влиять на здоровье человека).

В соответствии с протоколом о борьбе с подкислением, эвтрофикацией и приземным озоном к Конвенции о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния, ратифицированным в Гетеборге в 1999 году, Норвегия обязалась к концу 2010 года снизить выбросы оксидов азота на 30% по отношению к уровню базового 1990 года. Для реализации данной цели с 2007 года действует налог на выбросы NOx (примерно $2,6 за килограмм выбросов на 2017 год), распространяющийся на энергетические установки совокупной установленной мощностью свыше 750 кВт, двигатели, котлы и турбины совокупной установленной мощностью свыше 10 МВт, а также факельные установки на суше и на море.

Однако есть и второй вариант, позволяющий избежать налога: около 950 предприятий, добровольно подписав Соглашение об охране окружающей среды (Environmental Agreement on NOx), вместо налога выплачивают взносы (от $0,5 до $1,3 за килограмм выбросов) в специализированный Фонд NOx, который вносит значительный вклад в сокращение объема выбросов: уже в 2015 году страна достигла национального целевого показателя на 2020 год. Общий объем платежей в Фонд NOx за период 2008–2016 годы составил около $900 млн, из которых примерно 70% приходится на поступления от предприятий нефтегазового сектора.

Компания, подписавшая соглашение, помимо сниженных по сравнению с налогом платежей может получить грант от Фонда для покрытия до 80% инвестиций на реализацию проектов по сокращению выбросов NOx (в том числе на оборудование судов двигателями на СПГ и создание инфраструктуры для СПГ-бункеровки). Поддержка оказывается каждому проекту в индивидуальном порядке, исходя из ожидаемого ежегодного объема снижения вредных выбросов, причем ее объем периодически пересматривается и с 2015 года составляет около $45 за килограмм выбросов для судов на СПГ, чтобы обеспечить необходимый уровень снижения выбросов. Всего в период с 2008 года по 31 марта 2017 года Фондом NOx были поддержаны 69 проектов (от $0,5 млн до $13 млн на каждый, в среднем примерно $4,5 млн), из которых 37 уже реализованы. Общая величина предоставленных грантов для СПГ-судов составила около $320 млн, а сокращение выбросов NOx по сравнению с традиционными видами топлива — 7658 т.

Таким образом, использование механизма, позволяющего компаниям вместо «кнута» (уплаты налога на выбросы) выбрать «пряник» (уплата пониженных по сравнению с налогом отчислений в фонд, а также возможность получить финансирование до 80% инвестиций для модернизации и постройки новых судов, создания инфраструктуры), привело к тому, что на данный момент Норвегия стала мировым лидером по использованию СПГ в судоходстве — очень впечатляющий опыт.

Перспективы СПГ в российской Арктике

В 2017 году министр природных ресурсов России Сергей Донской и Морская коллегия при правительстве России выступили с инициативой по «зеленому судоходству» («гриншиппинг») в российской Арктике. Для успешной реализации данной инициативы проводятся НИОКР и требуется политическая воля для начала перехода на СПГ. Российские амбиции в Арктике достаточно велики, и следует ожидать, что в ближайшие годы арктический флот ждет модернизация и обновление, что дает хороший шанс для перехода на использование СПГ.

Международное взаимодействие в области малотоннажного СПГ может сыграть большую роль в снижении рисков по энергоснабжению потребителей, выбравших этот новый вид энергоносителей. Имеющаяся у границы России инфраструктура малотоннажного СПГ в Норвегии может выступить в качестве резервного поставщика для поставки СПГ потребителям и для бункеровки судов.

России стоило бы активно внедрять опыт Норвегии по использованию СПГ в Арктике для энергоснабжения населения и промышленных проектов, в том числе при развитии бункеровки в прибрежных акваториях, включая перевод судов на использование газа.

* В соавторстве с Мариной Ткаченко (рабочая группа по малотоннажному СПГ Энергетического центра бизнес-школы Сколково)

Норвегия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 28 февраля 2018 > № 2514629 Татьяна Митрова


Норвегия > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > oilcapital.ru, 27 февраля 2018 > № 2513593

Первая автоматическая нефтяная платформа введена в эксплуатацию на норвежском шельфе.

Использование такого решения позволило Statoil существенно сократить издержки.

Автоматическая морская платформа Oseberg H компании Statoil начала бурение на североморском месторождении Oseberg Vestflanken 2 на норвежском шельфе, сообщил нефтегазовый концерн. Начало добычи на новом месторождении, оператором которого является Statoil, запланировано на второй квартал этого года. Проект, по последним оценкам компании, будет окупаемым уже при ценах на нефть выше $16 за баррель, тогда как согласно первоначальным оценкам, порог рентабельности месторождения достигался при $34 за баррель.

В месторождение инвестировано $830 млн против ранее заявленных $1 млрд. Извлекаемые запасы месторождения, соединенного с нефте- и газотранспортной инфраструктурой соседнего месторождения Oseberg, оцениваются в 110 млн баррелей нефтяного эквивалента. Из них 63 млн баррелей приходятся на нефть, а остальное – на газ. Освоение месторождение рассчитано на 40 лет, добыча на первой из 9 планируемых скважин будет вестись 2,5 года.

Дистанционно управляемая платформа Oseberg H является первой в своем роде. Она не оснащена жилыми конструкциями, вертолетной площадкой и средствами спасения. Сотрудники компании будут посещать платформу 1-2 раза в год для проведения профилактических работ, а жить будут на судне, которое будет стыковаться с платформой. Использование такого решения позволило Statoil существенно сократить издержки. В ближайшие годы на небольших месторождениях нефти и газа в Северном море начнут работать еще больше десятка автоматических платформ.

Норвегия > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > oilcapital.ru, 27 февраля 2018 > № 2513593


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 февраля 2018 > № 2511816

Statoil пробурила 1-ю скважину на месторождении Oseberg Vestflanken 2.

25 февраля 2018 г началось бурение 1й скважины на североморском месторождении Oseberg Vestflanken 2, которое ведется с помощью первой автоматической морской платформы на норвежском шельфе.

Об этом 27 февраля 2018 г сообщила Statoil.

Начало добычи на новом месторождении, оператором которого является норвежский концерн, запланировано на 2й квартал 2018 г.

Согласно последним оценкам компании, проект будет окупаемым уже при ценах на нефть выше 16 долл США/баррель, тогда как согласно первоначальным оценкам, порог рентабельности месторождения достигался при 34 долл США/баррель.

В месторождение было инвестировано 6,5 млрд крон (830 млн долл США по текущему курсу) против заявленных в 2016 г 8,2 млрд крон (1 млрд долл США).

Были инициированы меры по цифровизации, а извлекаемые запасы увеличились.

Бурение осуществляется совершенно новой буровой установкой Cat J, приобретенной по лицензии.

Отмечается, что это первая работа, выполняемая этой установкой.

Эта современная установка повысит безопасность и эффективность буровых работ.

Для обучения нового экипажа на начальном этапе оператор проекта даже инвестировал в симулятор бурения на платформе.

По словам руководителя проекта Seberg Vestflanken 2, симулятор оказался дорогостоящим, но он высказал уверенность в том, что это окупится благодаря более безопасным и более эффективным буровым работам.

Бурение будет проходить на беспилотной и самой маленькой платформе Statoil - Oseberg H.

На платформе нет жилых объектов, вертолетной площадки и спасательных шлюпок.

Сотрудники будут посещать платформу 1-2 раза в год во время эксплуатации для проведения технического обслуживания, а все объекты будут расположены на судне, которое будет состыковываться с платформой.

Там же будет организовано обучение и тренинг персонала.

Все управление платформой будет осуществляться из дистанционного центра управления Oseberg H.

Использование такого решения позволило Statoil существенно сократить издержки, и ожидается, что в ближайшие годы на небольших месторождениях нефти и газа в Северном море начнут работу больше 10 автоматических платформ.

Из-за погодных условий в Северном море начало бурения на месторождении Oseberg Vestflanken 2 заняло несколько больше времени, чем предполагалось первоначально.

В Statoil отмечают, что безопасность всегда является приоритетом №1 при работе на шельфе.

Ожидается, что буровые работы Cat J на Oseberg Vestflanken 2 продолжатся около 2,5 лет.

Помимо Oseberg H в общей сложности запланировано 9 скважин.

Доля норвежского концерна в месторождении Oseberg Vestflanken 2 составляет 49,3%. 33,6% приходится на норвежскую государственную нефтяную компанию Petoro, 14,7% принадлежит французской Total, а еще 2,4% - американской ConocoPhillips.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 февраля 2018 > № 2511816


Норвегия > Нефть, газ, уголь. Приватизация, инвестиции > oilcapital.ru, 26 февраля 2018 > № 2511245

Возрастают инвестиции в нефтегазовую отрасль Норвегии.

Инвестиции в норвежскую нефтегазовую отрасль возрастут впервые с 2014 года.

В 2018 году в отрасль (с учетом вложений в строительство трубопроводов) будет инвестировано 160 млрд крон ($20,4 млрд) – на 8% больше, чем в 2017 году, сообщается в опубликованном прогнозе Центрального бюро статистики королевства. В предыдущем прогнозе бюро, обнародованном в ноябре 2017 года, говорилось о снижении нефтяных инвестиций до 144 млрд крон ($18,4 млрд) в 2018 году по сравнению с 149 млрд ($19 млрд) в 2017. Центробанк Норвегии, в свою очередь, прогнозировал в декабре рост инвестиций на 6%.

Изменение трехлетнего тренда связано со стабилизацией нефтяных цен в 2017 году на более высоком уровне по сравнению с периодом 2015-2016 гг., а также с тем, что компании, работающие на шельфе королевства, смогли существенно сократить операционные издержки и повысить рентабельность месторождений.

Рекордным по объему инвестиций в нефтегазовый сектор для скандинавского королевства был 2014 год, когда в отрасль (с учетом инвестиций в трубопроводную инфраструктуру) было вложено 224 млрд крон ($28,5 млрд). В связи с резким снижением цен на нефть и газ в конце 2014 года инвестиционная активность на норвежском шельфе заметно упала. В 2015 году в отрасль было инвестировано 201 млрд крон ($25,6 млрд), в 2016 году – 164,5 млрд крон ($21 млрд).

Норвегия > Нефть, газ, уголь. Приватизация, инвестиции > oilcapital.ru, 26 февраля 2018 > № 2511245


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 февраля 2018 > № 2511096

Инвестиции в нефтегаз Норвегии вырастут в 2018 г после 3-х лет снижения.

Инвестиции в норвежскую нефтегазовую отрасль в 2018 г, как ожидается, вырастут впервые с 2014 г. По прогнозам, в 2018 г в отрасль (с учетом вложений в строительство трубопроводов) будет инвестировано 160 млрд крон (20,4 млрд долл США по текущему курсу), что на 8% больше по сравнению с 2017 г.

Об этом 23 февраля 2018 г сообщило Центральное бюро статистики Норвегии.

В предыдущем прогнозе бюро, представленном в ноябре 2017 г, говорилось о снижении нефтяных инвестиций до 144 млрд крон в 2018 г по сравнению с 149 млрд (19 млрд долл США) в 2017 г.

Центробанк Норвегии в декабре 2017 г, в свою очередь, прогнозировал рост инвестиций на 6%.

Как отмечают аналитики, изменение 3-летнего тренда связано со стабилизацией нефтяных цен в 2017 г на более высоком уровне по сравнению с периодом 2015-2016 гг, а также с тем, что компании, работающие на шельфе королевства, смогли существенно сократить операционные издержки и повысить рентабельность месторождений.

Рекордным по объему инвестиций в нефтегазовый сектор для Норвегии был 2014 г, когда в отрасль (с учетом инвестиций в трубопроводную инфраструктуру) было вложено 224 млрд крон (28,5 млрд долл США по текущему курсу).

В связи с резким снижением цен на нефть и газ в конце 2014 г инвестиционная активность на норвежском шельфе заметно упала.

В 2015 г в отрасль было инвестировано 201 млрд крон (25,6 млрд долл США), в 2016 г 164,5 млрд крон (21 млрд долл США).

По мнению экспертов, новый оптимистический прогноз может привести к повышении Центробанком Норвегии учетной ставки - она остается на рекордно низком для страны уровне в 0,5% с марта 2016 г.

Напомним, что в январе 2017 г Норвежский нефтяной директорат (NPD) сообщил, что нефтегазовая отрасль Норвегии может добиться роста инвестиций только с 2019 г.

По прогнозам NPD снижение инвестиций продолжится и в 2018 г, тогда снижение ожидается на 5%, и только в 2019 г показатель может вернуться к умеренному росту.

Снижение инвестиций частично связано с более низкой активностью, но также является следствием снижения уровня затрат.

На уровень инвестиций также влияет завершение или приостановка работ на крупных месторождениях, эквивалента которым пока не появилось.

Тем не менее, NPD рассчитывает на запуск ряда новых проектов как на новых месторождениях, так и на месторождениях, которые уже находятся в промышленной разработке.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 февраля 2018 > № 2511096


Австрия. Норвегия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 22 февраля 2018 > № 2507734

Обмен активами OMV с «Газпромом» завершится до конца года.

В результате сделки «Газпром» получит 38,5% в OMV (Norge) AS.

Австрийская OMV планирует завершить процесс обмена активами с российским холдингом до конца 2018 года, сообщил на пресс-конференции глава австрийской компании Райнер Зеле. «С тех пор, как мы подписали соглашение, процесс обмена активами запущен. Он должен быть завершен к концу года, но не спрашивайте, пожалуйста, к какому месяцу», – сказал он, отвечая на соответствующий вопрос.

В декабре 2016 года австрийский концерн и «Газпром» достигли базового обязывающего соглашения по обмену активами. В результате сделки «Газпром» получит 38,5% в норвежской «дочке» OMV – OMV (Norge) AS. Австрийская компания, в свою очередь, получит 24,98% в освоении участков под номерами 4 и 5 ачимовских залежей Уренгойского месторождения в Сибири.

Летом 2017 года компании планировали подписать документы о создании совместного предприятия в рамках обмена активами и запустить процедуру согласования с властями Норвегии.

Австрия. Норвегия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 22 февраля 2018 > № 2507734


Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 22 февраля 2018 > № 2507724

Норвегия увеличила на 5% добычу нефти в январе 2018 года.

В целом страна ожидает падения суммарных объемов добычи нефти на шельфе королевства на 2% в 2018 году.

Добыча нефти на шельфе Норвегии в январе 2018 года увеличилась на 5% по сравнению с декабрем 2017 года, достигнув 1,613 млн б/с, сообщил Норвежский нефтяной директорат. По сравнению с январем 2017 года добыча сократилась на 0,4%.

Поставки добываемого на норвежском шельфе природного газа за рубеж в январе 2018 составили 11,3 млрд кубометров, что на 4,9% выше прогнозов директората. По сравнению с декабрем 2017 газовые поставки увеличились на 2,2%, однако по сравнению с январем прошлого года сократились на 1,3%.

По данным директората, в 2017 году Норвегия продала за рубеж на 6% больше газа, чем в 2016 году. Был установлен исторический рекорд в 124 млрд кубометров. При этом в ведомстве ожидают, что в 2018-2020 годах этот показатель снизится на 2-3%, но к 2021-2022 гг. вновь выйдет на уровень 2017 года или даже превысит его.

В 2018 году директорат ожидает также падения суммарных объемов добычи нефти на шельфе королевства на 2% и еще на 3-4% в 2019 г. Начиная с 2020 года, прогнозируется резкое увеличение добычи за счет ввода в строй новых месторождений, прежде всего североморского Johan Sverdrup. Планируется, что в 2020 году объемы нефтедобычи на норвежском шельфе составят 630 млн баррелей по сравнению с 580 млн баррелей в 2017 году, а в 2022 превысят 700 млн баррелей.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 22 февраля 2018 > № 2507724


Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 21 февраля 2018 > № 2507874

Норвегия в январе 2018 г на 5% нарастила объемы добычи нефти по сравнению с декабрем 2017 г.

Объем добычи нефти на шельфе Норвегии в январе 2018 г вырос на 5% по сравнению с декабрем 2017 г, составив 1,613 млн барр/сутки. По сравнению с тем же периодом 2017 г данный показатель сократился на 0,4%.

Об этом 21 февраля 2018 г сообщил Norwegian Petroleum Directorate (NPD).

Поставки добываемого на норвежском шельфе природного газа за рубеж в январе 2018 г составили 11,3 млрд м3, что на 4,9% выше прогнозов NPD.

По сравнению с декабрем 2017 г газовые поставки увеличились на 2,2%, однако по сравнению с январем 2017 г сократились на 1,3%.

Как свидетельствует ранее опубликованная NPD статистика, в 2017 го Норвегия продала за рубеж на 6% больше газа, чем в 2016 г.

Был установлен исторический рекорд в 124 млрд м3.

При этом в ведомстве ожидают, что в 2018-2020 гг этот показатель снизится на 2-3%, но к 2021-2022 гг вновь выйдет на уровень 2017 г или превысит его.

В 2018 г директорат ожидает также падения суммарных объемов добычи нефти на шельфе королевства на 2% и еще на 3-4% в 2019 г.

При этом, начиная с 2020 года, прогнозируется резкое увеличение добычи за счет ввода в строй новых месторождений, прежде всего североморского Johan Sverdrup.

Планируется, что в 2020 г объемы нефтедобычи на норвежском шельфе составят 630 млн барр по сравнению с 580 млн барр в 2017 г, а в 2022 г превысят 700 млн барр.

В конце 2017 г добыча жидких углеводородов в Норвегии планомерно снижалась в связи с ремонтными работами на месторождении Голиаф (Goliat) в Баренцевом море.

Норвегия является крупнейшей нефтегазодобывающей страной в Европе.

По информации Еврокомиссии, на нефтегазовый сектор приходится около 22% ВВП страны и 67% экспорта.

Доля Норвегии на мировом нефтяном рынке, по оценкам BP, составляет 2%.

Практически весь экспорт газа идет в страны ЕС, Норвегия покрывает более 20% газовых потребностей Евросоюза.

Но добыча углеводородов в Норвегии падает и стана рассчитывает на богатые ресурсы на шельфе Баренцева моря.

В рамках 24го лицензионного раунда на разработку углеводородов на шельфе Норвегии, инвесторам предложено 102 блока, из них 93 в Баренцевом море.

Это стало возможно после того, как Россия и Норвегия смогли решить территориальный вопрос, касающийся бывшей серой зоны Баренцева моря.

В 2010 г страны договорились о разграничении морских пространств в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане.

Были достигнуты договоренности о том, что Россия и Норвегия на паритетных правах могут разрабатывать трансграничные месторождения углеводородов и могут совместно исследовать их.

При этом Норвегии досталось мелководная часть, где добыча нефти и газа в разы дешевле, чем на глубоководной российской части.

Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 21 февраля 2018 > № 2507874


Норвегия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 15 февраля 2018 > № 2501146

Чистая прибыль Statoil в IV квартале 2017 года превысила прогноз.

Скорректированная чистая прибыль составила $1,3 млрд против убытка в $40 млн годом ране.

Чистая прибыль норвежской нефтегазодобывающей компании Statoil ASA составила в октябре-декабре 2017 года $2,575 млрд против убытка в $2,785 млрд за аналогичный период 2016 года и $478 млн в июле-сентябре. Прибыль в IV квартале 2017 года, отмечается в пресс-релизе компании, превзошла ожидания рынка. Скорректированная чистая прибыль составила $1,3 млрд против убытка в $40 млн годом ранее. Консенсус-прогноз аналитиков, опрошенных Bloomberg, равнялся $1,22 млрд.

Между тем скорректированная EBIT Statoil в четвертом квартале увеличилась более чем вдвое – до $3,956 млрд с $1,664 млрд годом ранее.

«В условиях восстановления рынка мы добились сильной прибыли и денежного потока по всем направлениям деятельности. Мы вышли на рекордно высокую добычу как в IV квартале, так и за год в целом», – приводятся в сообщении Statoil слова ее президента и гендиректора Эльдара Сетре. Как и планировалась, компания возобновляет выплаты дивидендов полностью в денежной форме, за IV квартал дивиденды составят $0,23 на акцию. Предыдущие два года Statoil распределяла между акционерами акции с дисконтом.

Statoil основана в 1972 году. Государство контролирует две трети акций корпорации, которая работает в 37 странах.

Норвегия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 15 февраля 2018 > № 2501146


Норвегия. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение. Транспорт > oilcapital.ru, 6 февраля 2018 > № 2500902

В 3-5 раз увеличится к 2020 году количество морских судов, работающих на СПГ.

Таков прогноз аналитиков международной сертификационной компании DNV GL.

Количество морских судов в мире, использующих в качестве топлива СПГ, возрастет к 2020 году в 3-5 раз – до 400-600 единиц, сообщает «Российская газета» со ссылкой на аналитиков международной сертификационной компании DNV GL. Сделанный ранее прогноз роста в 8 раз пришлось пересмотреть из-за медленного развития бункеровочной инфраструктуры.

Сейчас морские суда используют СПГ в качестве топлива менее чем в одном проценте случаев. По данным Международного энергетического агентства на 2015 год, пишет РГ, суда заправляют мазутом в 80% случаев, остальное приходится на судовой дизель.

Международная морская организация (IMO) намерена ввести к 2020 году жесткий режим для морских акваторий – содержание серы в топливе не должно превышать 0,5%.

В Аналитическом центре при правительстве РФ уверены, что новые экологические стандарты заставят перевозчиков использовать либо более дорогое дизельное топливо, либо судовой газойль с низким содержанием серы. Возможна и установка дорогостоящих скрубберов для снижения сернистости мазута. Альтернативой ведомство называет бункеровку СПГ.

Норвегия. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение. Транспорт > oilcapital.ru, 6 февраля 2018 > № 2500902


Швеция. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 февраля 2018 > № 2498901

Lundin Petroleum в 2017 г увеличила добычу углеводородов почти в 1,5 раза и вернулась к прибыльности.

Lundin Petroleum по итогам 2017 г получила чистую прибыль в размере 431,2 млн долл США против 356,7 млн долл США убытка в 2016 г.

Об этом Lundin Petroleum сообщила 5 февраля 2018 г.

Выручка Lundin Petroleum в 2017 г увеличилась в 2,1 раза, до 1,997 млрд долл США.

Прибыль до налогообложения в 2017 г составила 882,1 млн долл США против 463,5 млн долл США убытка в 2016 г.

Чистый долг компании по состоянию на 31 декабря 2017 г составлял 3,884 млрд долл США, снизившись с начала 2017 г на 4,7%.

Добыча углеводородов Lundin Petroleum в 2017 г выросла в 1,45 раза и составила 86,1 тыс бнэ/сутки.

Чистый убыток Lundin Petroleum в 4м квартале 2017 г сократился в 11,5 раза по сравнению с 4м кварталом 2016 г и составил 52 млн долл США.

Выручка выросла в 1,8 раза, до 593,7 млн долл США.

Прибыль до налогообложения составила 121,9 млн долл США против 688,4 млн долл США убытка за 4й квартал 2016 г.

Добыча углеводородов в 4м квартале 2017 г возросла на 16,9%, до 83,1 тыс бнэ/сутки.

2017 г оказался для Lundin Petroleum по-настоящему удачным.

Месторождение Edvard Grieg и область Alvheim показали хороший рост добычи за счет благоприятных условий и высокой производительности коллектора.

По проекту Йохан Свердруп (Johan Sverdrup) работы идут по графику, 1й этап освоения месторождения к концу 2017 г был завершен более чем на 65%

Доказанные и возможные запасы компания увеличила до 726,3 млн бнэ с коэффициентом восполнения запасов 144%.

Кроме того, Lundin Petroleum получила 14 разведочных лицензий в рамках лицензионного раунда APA 2017 в Норвегии.

Швеция. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 февраля 2018 > № 2498901


Норвегия. Евросоюз. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 25 января 2018 > № 2502818

Западное исследование прогнозирует рост капиталовложений в нефтегаз и повышение затрат на инновации и технологии в 2018 г.

Доверие к нефтегазовой отрасли выросло гораздо быстрее, чем цена на нефть, т.к 2/3 ведущих игроков планируют поддержать или увеличить капиталовложения в 2018 г. 36% ожидают увеличение инвестиций в научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) и инновации - самый высокий показатель за 4 года. В то же время оптимизация остается приоритетной задачей, поскольку 50% игроков планируют увеличить контроль над расходами.

Об этом 25 января 2018 г сообщает DNV GL в своем новом исследовании.

«Уверенность и контроль: перспективы нефтегазовой отрасли в 2018 году» - так называется 8й ежегодный отчет DNV GL, отражающий приоритеты и проблемы нефтегаза на 2018 г.

Согласно исследованию ведущего провайдера услуг по верификации и оценке технических рисков в нефтегазовой отрасли DNV GL, крупные игроки ожидают, что в 2018 г произойдет шаг к изменению уровня капиталовложений в отрасль, операционные расходы и НИОКР, поскольку уверенность в индустрии выросла в 2 раза.

После 3х трудных для отрасли лет в восстановление нефтегаза в мире уверены 63% респондентов против 32% в 2017 г.

Более 1/3 (36%) из 813 опрошенных ведущих игроков ожидают увеличения расходов на НИОКР и инновации в 2018 г - это самый высокий уровень за 4 года.

Основными направлениями инвестиционной привлекательности НИОКР в 2018 г станут цифровизация - 37% и кибербезопасность - 36%.

Почти каждый 5й опрошенный (19%) ссылается на отсутствие инвестиций в инновации в качестве ключевого барьера для роста в 2018 г.

Другими препятствиями для роста респонденты назвали избыток нефти и газа - 19%, эксплуатационные расходы - 18%, сокращение геологоразведки (ГРР) - 19 % и конкурентное давления - 22%.

Половина респондентов (50%) неуклонно прилагают усилия для увеличения мер по контролю над расходами в 2018 г, почти столько же в 2017 г (51%).

Это свидетельствует о новой тенденции в отрасли.

Почти 2/3 (62%) считают, что это постоянные изменения, аналогично с опросом 2016 г (63%).

Это указывает на то, что нефтегаз переживает устойчивый период перемен.

Основные тезисы Исследования:

- нефтегазовая промышленность становится более уверенной в том, что ее успешное направление на сокращение издержек и повышение эффективности в цепочке ценообразования будет продолжаться;

- появляется оптимизм, обусловленный общим пониманием того, что уровни затрат находятся под контролем, и операторы могут получать разумную прибыль от нынешней цены на нефть, которая, как ожидается, сохранится на продолжительное время.

- победителями в отрасли в 2018 г станут те игроки, которые смогут сделать резкий переход от менталитета расширения к маржинальному мышлению и признать важность внедрения новых моделей и технологий для повышения эффективности работы.

Другие ключевые результаты исследования DNV GL:

- Растущая уверенность также проявляется на региональном уровне. Европа имеет наилучшие перспективы роста нефтегазового сектора - с 25% в 2017 г до 64% 2018 г, Латинская Америка - 77% в 2018 г, против 46% в 2017 г, и Азиатско-Тихоокеанский регион - 57% в 2018 г, против 30% в 2017 г, тогда как в Северной Америке эта тенденция менее выражена - 57% в 2018 против 49% в 2017;

- Почти 3/4 (73%) респондентов заявляют, что их организация была успешна или очень успешна в достижении целевых показателей эффективности затрат в 2017 г;

- Только 37% респондентов назвали цену нефти ожидаемым барьером для роста в 2018 г по сравнению с 64% в 2017 г;

- Почти 2/3 (62%) респондентов ожидают, что их организация будет поддерживать или увеличивать численность персонала в 2018 г по сравнению с 43% в 2017 г

- 58% респондентов ожидают поддержания или увеличения операционных расходов в 2018 г, по сравнению с 41% в 2017 г.

Норвегия. Евросоюз. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 25 января 2018 > № 2502818


Норвегия. Арктика > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 25 января 2018 > № 2472655

Норвегия будет продолжать экологически рациональную добычу нефти и газа в Арктике.

Норвегия готова продолжить добычу нефти и газа в Арктике с учетом заботы об экологии и с использованием последних достижений науки для защиты окружающей среды.

Об этом сообщила министр иностранных дел Норвегии Ине Эриксен Сёрейдена на международной конференции Arctic Frontiers в Тромсё. Она отметила две важных тенденции в Арктике: ускорение изменений климата в результате событий за пределами региона, а также усиление роста деловой активности. По словам министра, главная задача на сегодняшний день – найти баланс между бизнесом, хозяйственной деятельностью и устойчивым развитием, заботой об окружающей среде. Такое равновесие, уверена Сёрейдена, возможно во всех областях, в том числе в сфере добычи полезных ископаемых. Она привела в пример норвежскую Statoil, которая дополняет добычу нефти и газа инвестициями в возобновляющиеся источники электроэнергии и экологические проекты.

Ранее сообщалось, что в рамках новой коалиции правительство Норвегии намерено запретить бурение скважин и геологоразведку нефти и газа в наиболее уязвимых районах Арктики на четыре года.

Ежегодная международная конференция Arctic Frontiers проводится с 2007 года с участием представителей правительств, бизнеса и научных кругов. Главные темы – устойчивое развитие и международное сотрудничество в Арктике.

Норвегия. Арктика > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 25 января 2018 > № 2472655


Китай. Норвегия. Исландия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 23 января 2018 > № 2502745

Не нашли. CNOOC и Petoro вышли из проекта по освоению углеводородных запасов на шельфе Исландии.

China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) и норвежская госкомпания Petoro выходят из проекта по разработке углеводородов в секторе Дреки (Dreki) на шельфе Исландии.

Об этом CNOOC и Petoro уведомили власти Исландии 22 января 2018 г.

Выход из проекта обусловлен тем, что перспективы участка недр на углеводороды в ходе геолого-разведочных работ (ГРР) подтвердить не удалось.

ГРР были прекращены в начале 2017 г после того, как бурение показало, что геологические пласты, которые могут содержать углеводороды, находятся на большей глубине, чем предполагалось изначально.

Спустя год CNOOC и Petoro отказались от лицензии, обозначив в качестве причин отказа новые геологические данные и оценки стоимости воплощения потенциальных проектов.

Напомним что, правительство Исландии в 2013 г выдало 3 лицензии на разработку участков недр в северо-восточной части шельфа Исландии в районе границы Гренландского и Норвежского морей.

Компании, проводившие ГРР на 2 участках, вышли из проектов в 2014 и 2017 г.

Таким образом CNOOC и Petoro дольше всего продолжали работы по своей лицензии, отказавшись от дальнейших поисков лишь в начале 2018 г.

Участок недр Дреки площадью 6,3 тыс км2 располагается в море между о Исландия и о Ян-Майен, принадлежащим Норвегии.

В проекте по разработке углеводородов на участке недр Дреки CNOOC владела 60%, Petoro - 25%.

Оставшиеся 15% принадлежат исландской Eykon Energy.

Достаточных финансовых и технических средств для самостоятельного проведения ГРР у Eykon Energy нет, однако компания планирует привлечь в проект новых партнеров.

В водах вокруг Исландии пока не ведется добыча нефти и газа.

Но перспективы имеются.

В январе 2013 г было подписано норвежско-исландское соглашение о совместном освоении приарктического шельфа Исландии и о Ян-Майен.

По оценкам Норвежского нефтяного директората (NPD), запасы углеводородов на исландском участке шельфа у о Ян-Майен могут быть внушительными - 600 млрд м3 газа.

Китай. Норвегия. Исландия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 23 января 2018 > № 2502745


Польша. Норвегия. Дания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 23 января 2018 > № 2502733

За шаг до завершения Open Season по Baltic Pipe. PGNiG заключила договор с Gaz-System на поставки газа по планируемому газопроводу.

PGNiG подписала соглашение с оператором польской газотранспортной системы (ГТС) Gaz-System на передачу газа по магистральному газопроводу (МГП) Baltic Pipe.

Об этом пресс-служба PGNiG сообщила 22 января 2018 г.

Подписанное соглашение касается транспортировки газа из Норвегии в Польшу через Данию.

Договор заключен на период с 1 октября 2022 г до 30 сентября 2037 г.

Аналогичное соглашение предстоит подписать с оператором датской ГТС Energinet.

Заключение этих договоров на общую сумму 8,1 млрд злотых (2,3 млрд долл США) станет последним этапом процедуры предварительной резервации мощностей МГП Baltic Pipe (Open Season 2017).

МГП Baltic Pipe должен связать месторождения газа в норвежском секторе Северном море с Польшей через Данию.

Польша и Дания договорились о строительстве МГП Baltic Pipe в июне 2017 г, подписав соответствующий меморандум.

Это далеко не 1я попытка построить этот газопровод.

Старт проекту был дан еще в 2001 г, когда датская DONG и PGNiG подписали соглашение о строительстве газопровода для поставок газа в Польшу.

Но вскоре проект был приостановлен из-за экономической нецелесообразности.

2я попытка была предпринята в 2007 г, когда PGNiG и Energinet подписали соглашение об изучении возможности строительства МГП Baltic Pipe.

В нынешнем виде проект по строительству МГП Baltic Pipe предусматривает 3 этапа:

- соединение ГТС Норвегии и Дании,

- расширение инфраструктуры Дании,

- строительство непосредственно МГП Baltic Pipe по дну Балтийского моря.

Протяженность МГП Baltic Pipe составит 230 км, планируемая мощность - 10 млрд м3/год газа.

Завершение строительства запланировано на 2022 г, сами строительные работы пока не начинались.

Стоимость проекта составит 1,7 млрд евро, из них чуть более 50% придется на Gaz-System.

Польша возлагает большие надежды на проект по строительству МГП Baltic Pipe.

Это связано с тем, что в 2022 г истекает срок действия долгосрочного контракта на поставки газа из России и Польша не хочет продлевать этот контракт.

Вместо этого Польша ищет другие источники поставок газа.

Этими источниками являются газ собственной добычи, сжиженный природный газ (СПГ) и газ, поступающий по МГП Baltic Pipe.

По МГП Baltic Pipe PGNiG хотела бы получать чуть более 8 млрд м3/год газа как с собственных месторождений в Норвегии, так и газ, приобретаемый у норвежских компаний.

Объем поставки получится внушительным, с учетом того, что пропускная способность МГП Baltic Pipe планируется на уровне 10 млрд м3/год газа.

Польша. Норвегия. Дания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 23 января 2018 > № 2502733


Китай. Норвегия. Исландия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 23 января 2018 > № 2472079

Китай и Норвегия вышли из проекта по освоению запасов на шельфе Исландии.

Участникам проекта так и не удалось найти месторождения в арктических водах.

Китайская CNOOC и норвежская Petoro уведомили властей Исландии о выходе из проекта по разработке углеводородов в секторе «Дреки» на шельфе островного государства, поскольку участникам проекта так и не удалось найти месторождения в арктических водах, сообщила Исландская государственная теле- и радиовещательная служба. Газо- и нефтеразведка были там прекращены еще в начале 2017 года после того, как бурение показало, что геологические пласты, которые могут содержать углеводороды, находятся на большей глубине, чем предполагалось изначально. Новые геологические данные и оценки стоимости воплощения потенциальных проектов в жизнь называются в качестве причины отказа от лицензии.

Три лицензии на разработку участков в северо-восточной части исландского шельфа в районе границы Гренландского и Норвежского морей исландское правительство выдало в 2013 году. Компании, проводившие газо- и нефтеразведку на двух лицензионных участках, отказались от своих долей в 2014 и 2017 годах. Последняя из трех лицензий принадлежала CNOOC (60%), Petoro (25%) и исландской Eykon Energy («Эйкон энерджи»), владеющей 15%. У исландской компании нет достаточных финансовых и технических средств для самостоятельного проведения разведки на участке площадью 6,3 тыс. кв. км, она планирует заняться поиском новых партнеров.

В водах вокруг Исландии пока не ведется добыча нефти и газа, однако, по приблизительным оценкам Норвежского нефтяного директората, запасы углеводородов на исландском участке шельфа у принадлежащего Норвегии острова Ян-Майен могут составлять несколько сотен млн кубометров нефтяного эквивалента.

Китай. Норвегия. Исландия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 23 января 2018 > № 2472079


Норвегия. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > oilru.com, 18 января 2018 > № 2501953

Силуанов призвал превратить Россию во «вторую Норвегию».

Россия не должна зависеть от колебания цен на нефть, для этого необходимо накопить резервы в размере не менее 7% ВВП, рассказал в интервью телеканалу РБК министр финансов Антон Силуанов

Власти России должны иметь резервные средства, не задействованные в инфраструктурных проектах, в размере не ниже 7% ВВП, заявил министр финансов Антон Силуанов в интервью телеканалу РБК. Это позволит правительству профинансировать обязательства в течение трех ближайших лет вне зависимости от того, как сложится ситуация на сырьевых рынках. Министр отвечал на вопрос о том, будет ли Фонд национального благосостояния использоваться для финансирования инфраструктурных проектов или станет «подушкой безопасности» для бюджета.

По словам Силуанова, бюджет является «катализатором нестабильности» в экономике, так как на нем прежде всего сказывается снижение нефтяных цен, приводя к росту дефицита. Это затем влияет на рынки и на инфляцию в стране. «Поэтому с тем, чтобы бюджет перестал быть таким катализатором кризисных явлений, нам необходимо иметь сбалансированный объем бюджета при любых обстоятельствах. Во всяком случае Россия должна превратиться во вторую Норвегию, которая совершенно не чувствовала изменений ценовых колебаний на нефть, которые проходили в прошедшие несколько лет», — заявил министр. Силуанов пояснил, что власти Норвегии проводили «взвешенную и консервативную» бюджетную политику.

Глава Минфина отметил, на примере других стран, которые тратили свои нефтегазовые или сырьевые доходы на то, чтобы покрыть расходы бюджета, экономическая нестабильность приводила к «политическим последствиям».

«Поэтому считаю, что устойчивость бюджета — это залог устойчивости и финансов в стране», — подчеркнул Силуанов. По его словам, устойчивый бюджет является залогом уверенности инвесторов в стабильности.

Министр отметил, что общий объем средств ФНБ составляет «почти 5% ВВП» и средства в размере 1,5% ВВП уже инвестированы в инфраструктурные проекты.

В Норвегии функционирует суверенный фонд, пополняемый за счет доходов от продажи нефти, он был создан в 1990 году. Полученные средства вкладываются в зарубежные финансовые активы. В сентябре прошлого года объем активов этого фонда впервые в истории превысил $1 трлн, писала Financial Times. В Норвегии нефтяные компании должны платить особый налог в размере 54%, помимо обычного подоходного налога в 24% (с 2018 года ставки изменились — 55 и 23%, итого 78%), разъясняется на сайте Norwegian Petroleum, созданном Министерством нефти и энергетики и Нефтяным управлением Норвегии. Общий объем доходов от налогов, уплаченных нефтяными компаниями, составил 72 млрд норвежских крон (более $9 млрд).

Два фонда, ФНБ и Резервный фонд, появились в 2008 году. ФНБ создавался для пенсионного обеспечения граждан, а Резервный фонд задумывался для покрытия дефицита бюджета, однако средства ФНБ расходовались на инфраструктурные проекты и помощь банкам.

С этого года ФНБ станет единственным суверенным фондом, так как в декабре 2017 года правительство потратило более 1 трлн руб. Резервного фонда на покрытие дефицита бюджета. Резервный фонд прекратит свое существование с 1 февраля. Из ФНБ в прошлом году власти израсходовали 622 млрд руб., из них большая часть пошла на покрытие дефицита бюджета.

Автор: Андрей Гатинский.

Норвегия. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > oilru.com, 18 января 2018 > № 2501953


Норвегия. США. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 17 января 2018 > № 2501989

Рекордный раунд. Норвегия распределила 75 лицензий на шельфе в рамках APA 2017.

Норвегия распределила 75 лицензий на разработку участков недр на шельфе в рамках очередного лицензионного раунда на заранее определенных участках (Awards in Predefined areas 2017, APA 2017).

Об этом Министерство нефти и энергетики Норвегии сообщило 16 января 2018 г.

75 распределенных лицензий стало рекордом для лицензионных раундов APA, проводящихся в Норвегии с 2003 г.

Напомним, что в ходе раундов APA выдаются лицензии на разработку участков в хорошо изученных и освоенных районах с развитой инфраструктурой.

В отличие от номерных лицензионных раундов, в ходе APA у компаний нет возможности номинировать конкретные блоки, представляющие интерес для разработки.

Вместо этого для бурения открыта вся территория внутри распределяемых участков.

Из 75 лицензионных участков недр 45 находятся в Северное море, 22 в Норвежском море и 8 в Баренцевом море.

Напомним, что экологи сильно критиковали расширение разведочных площадей по раунду APA 2017, говоря, что распределение лицензий в малоисследованном регионе, где открыты всего 2 месторождения превышают первоначальную цель раунда.

Тем не менее, лицензии были распределены.

Всего заявки подали 39 компаний, начиная от крупных международных мейджоров, до мелких норвежских геологоразведочных компаний.

Лицензии получили 34 нефтяные компании, 19 из этих компаний получат статус операторов проектов.

Лицензии выдаются с рабочей программой обязательств.

В числе победителей оказались Statoil, Shell, Total, Aker BP, Engie, Eni, ConocoPhillips, Lundin Petroleum, ExxonMobil, Wintershall, PGNiG, OMV, Repsol и DEA.

Лидером вновь оказалась Statoil, получившая право на участие в 31 лицензии: в 17 как оператор и в 15 - как партнер.

Следом за ней идет Aker BP, получившая права на участие в 23 лицензиях: в 14 в качестве оператора и в 7 - в качестве партнера.

Wintershall получила 6 лицензий на норвежском континентальном шельфе, в т.ч 3 в качестве оператора.

4 лицензии находятся в норвежской части Северного моря, 1 лицензия в Норвежском море и еще 1 в Баренцевом море.

Всего Wintershall обладает примерно 50 лицензиями на геологоразведку и добычу в Норвегии.

DEA Norge, дочка DEA Deutsche Erdoel М. Фридмана получила право на участие в качестве партнера в 5 лицензиях.

2 участка расположены в Северном море, 2 - в Норвежском море и 1 - в Баренцевом море.

В настоящий момент DEA владеет долями участия в 54 лицензиях на Норвежском континентальном шельфе.

Норвегия. США. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 17 января 2018 > № 2501989


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 января 2018 > № 2475816

APA 2018 на старте. В Норвегии началась подготовка к новому лицензионному раунду на шельфовые участки недр.

В Норвегии стартовала подготовка к новому раунду распределения лицензий на право разработки континентального шельфа на заранее определенных участках (Awards in predefined areas 2018, APA 2018).

Об этом Министерство нефти и энергетики Норвегии сообщило 15 января 2018 г.

С 15 января 2018 г в Норвегии начались публичные консультации по APA 2018.

Крайний срок для представления замечаний на предложение установлен до 28 февраля 2018 г.

Норвегия проводит лицензионные раунды APA ежегодно с 2003 г.

В ходе APA выдаются лицензии на разработку участков недр в хорошо изученных и освоенных районах с развитой инфраструктурой.

В отличие от номерных лицензионных раундов, в ходе APA у компаний нет возможности номинировать конкретные блоки, представляющие интерес для разработки.

Вместо этого для бурения открыта вся территория внутри распределяемых участков.

Итоги APA 2017 должны быть объявлены в 1м квартале 2018 г.

В раунд включено 87 участков участков недр, в т.ч 53 участка на шельфе Баренцева моря и 24 на шельфе Норвежского моря.

В APA 2017 принимали участие 39 компаний, включая DEA Norge, подконтрольную М. Фридману.

Это далеко от рекордного для раундов APA 2014 г, когда за лицензиями обратились 48 компаний.

Но министр нефти Норвегии Т. Севикнес уверен в перспективах APA 2018.

Министр считает, что компании нефтегазового сектора увидят для себя много новых интересных возможностей на предложенных участках.

В APA 2018 планируется включить 47 участков недр на шельфе Норвежского моря и 56 - на шельфе Баренцева моря.

Таким образом Норвегия продолжает политику, начатую в 2016 г по привлечению недропользователей на шельф Баренцева моря.

В APA 2017 было значительно расширено предложение участков недр в Баренцевом море, а в 2018 г эта тенденция сохранилась.

За счет этого Норвегия намерена активизировать развитие Баренцева моря в качестве нефтегазоносной провинции.

Тем более, что существенную часть разногласий между Норвегией с Россией по бывшей серой зоне Баренцева моря удалось снять.

Территориальный вопрос странам удалось урегулировать 5 лет назад, договорившись о разграничении морских пространств в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане.

По договору Медведева-Столтенберга, Россия и Норвегия получили равные права на разработку трансграничных месторождений углеводородов и могут совместно исследовать их.

При этом Норвегия получила более мелководную и более теплую часть бывшей серой зоны, где сейчас активно осваивается.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 января 2018 > № 2475816


Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 16 января 2018 > № 2465064

Новый раунд распределения лицензий на шельф объявлен в Норвегии.

Министерство нефти и энергетики Норвегии объявило о начале нового раунда распределения лицензий, дающих компаниям право вести разработку континентального шельфа страны на заранее определенных участках (Awards in predefined areas 2018, APA 2018).

В раунд планируется включить 47 участков на шельфе Норвежского моря и 56 - на шельфе Баренцева моря, говорится на сайте ведомства. "Компании нефтегазового сектора увидят для себя много новых интересных возможностей на предложенных участках",- высказал уверенность Министр нефти королевства Терье Сёвикнес.

В ходе раундов APA, ежегодно проводящихся с 2003 года, выдаются лицензии на разработку участков в уже хорошо изученных и освоенных районах с развитой инфраструктурой. В отличие от номерных лицензионных раундов, в ходе APA у компаний нет возможности номинировать конкретные блоки, представляющие интерес для разработки, вместо этого для бурения открыта вся территория внутри распределяемых участков.

Итоги предыдущего раунда APA должны быть объявлены в первом квартале этого года. В APA 2017 принимали участие 39 компаний, включая DEA Norge AS, подконтрольную российскому бизнесмену Михаилу Фридману.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 16 января 2018 > № 2465064


Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 января 2018 > № 2464802

Новые месторождения Норвегии будут рентабельны при ценах $30-40 за баррель.

Новые месторождения нефти на норвежском шельфе, разрешения на разработку которых в последние годы выдают власти королевства, будут рентабельны при ценах на нефть $30-40 за баррель, говорится в опубликованном годовом отчете Норвежского нефтяного директората - правительственного агентства.

"Проекты, которые сейчас одобряются, в целом имеют хорошую доходность и могут выдержать уровень цен на нефть на уровне $30-40 за баррель", - считает глава ведомства Бенте Нюланн.

Добыча нефти и газа на норвежском шельфе ведется на 85 месторождениях, из которых 5 были введены в строй в 2017 году. 66 из них находятся в Северном море, 17 - в Норвежском и 2 - в Баренцевом. Ведется подготовка к освоению еще 9 месторождений, крупнейшее из которых - североморское месторождение нефти Johan Sverdrup - должно заработать в 2019 году. По оценкам концерна Statoill в 2022 году на него будет приходиться 40% всей добычи нефти на норвежском шельфе, оно будет рентабельным даже при ценах не нефть ниже $25 за баррель.

По словам Нюланн, таких показателей удалось добиться благодаря тому, что действующие на норвежском шельфе нефтегазовые компании с 2014 года сократили операционные расходы на 30% и воплощают в жизнь новые проекты за 50-70% стоимости, которая считалась стандартом еще несколько лет назад.

При этом, в связи с улучшением конъюнктуры на мировом нефтяном рынке в директорате ожидают, что расходы компаний вырастут. По оценкам директората, в 2018 году инвестиции в норвежскую нефтегазовую отрасль должны составить $15 млрд - примерно столько же, сколько и в 2017 году.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 января 2018 > № 2464802


Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 января 2018 > № 2464794

Исторический рекорд установила Норвегия по поставкам газа за рубеж.

Норвегия в 2017 году более чем на 6% нарастила объемы поставок газа за рубеж по сравнению с 2016 годом и довела их до 124 млрд кубометров, что является историческим рекордом для королевства, говорится в опубликованном годовом отчете Норвежского нефтяного директората - правительственного агентства.

Годом ранее директорат прогнозировал, что в 2017 году продажи норвежского газа незначительно снизятся или останутся на уровне 2016 года, однако стабильно высокий спрос на газ в Европе позволил Норвегии увеличить поставки. Новый прогноз предполагает снижение поставок на 2-3% в ближайшие 3 года, а к 2021 и 2022 годам - выход на уровень 2017 года или его превышение.

В 2017 году на норвежском континентальном шельфе было добыто 580 млн баррелей нефти, что примерно на 2% меньше, чем в 2016 году. Это, отмечают в директорате, является следствием многомесячного простоя платформы Goliat на одноименном нефтяном месторождении в Баренцевом море, оператором которого является итальянская компания Eni. В директорате прогнозируют дальнейшее падение добычи в 2018 и 2019 годах и резкий скачок начиная с 2020 года за счет ввода в строй новых месторождений, прежде всего североморского Johan Sverdrup.

Планируется, что в 2020 году объемы нефтедобычи на норвежском шельфе вырастут до 630 млн баррелей, а в 2022 г. превысят 700 млн баррелей. К этому времени объемы поставок нефти с норвежского шельфа сравняются с поставками газа, а суммарно они приблизятся к историческому рекорду 2004 года - 264 млн кубометров нефтяного эквивалента против 236,4 млн кубометров в 2017 году.

Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 января 2018 > № 2464794


Норвегия. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 11 января 2018 > № 2471488

Порадовали. Норвегия в 2017 году рекордно, на 6% увеличила поставки газа на экспорт.

По данным Норвежского нефтяного директората, королевство в 2017 г на 6% нарастило объемы экспорта газа за рубеж по сравнению с 2016 г и довело их до 124 млрд м3, установив исторический рекорд.

В 2016 г прогнозировалось, что в продажи норвежского газа 2017 незначительно снизятся или останутся на уровне 2016 г, однако стабильно высокий спрос на газ в Европе позволил королевству увеличить поставки.

По новым данным норвежского директората предполагается снижение поставок на 2-3% в ближайшие три года, а к 2021 и 2022 гг - выход на уровень 2017 г или его превышение.

Согласно опубликованным сданным, в 2017 г на норвежском континентальном шельфе было добыто 580 млн барр нефти, что примерно на 2% меньше, чем в 2016 г.

Причиной этому послужил многомесячный простой платформы Goliat на одноименном нефтяном месторождении в Баренцевом море, оператором которого является итальянская Eni.

Норвежские аналитики прогнозируют дальнейшее падение добычи в 2018 и 2019 гг и резкий скачок начиная с 2020 г за счет ввода в строй новых месторождений, прежде всего североморского Johan Sverdrup.

Планируется, что в 2020 г объемы нефтедобычи на норвежском шельфе вырастут до 630 млн барр, а в 2022 г превысят 700 млн барр.

К этому моменту объемы поставок нефти с норвежского шельфа сравняются с поставками газа, а суммарно они приблизятся к историческому рекорду 2004 г - 264 млн м3 нефтяного эквивалента (против 236,4 млн м3 в 2017 г).

В 2017 г на шельфе Норвегии были пробурены 34 разведочные скважины (на 3 меньше, чем в 2016 г.). Половина из них приходится на Баренцево море, где, по оценкам Норвежского директората, находится 2/3 неоткрытых запасов углеводородов.

Было обнаружено 11 новых месторождений(по сравнению с 18 в 2016 г), из них 6 на баренцевоморском шельфе.

Все они достаточно невелики,однако некоторые могут принести прибыль за счет использования уже существующей инфраструктуры близлежащих месторождений.

Напомним, что Россия и Норвегтя ведут спор вокруг серой зоны Баренцева моря около 40 лет.

Его удалось решить лишь в 2010 г, когда страны договорились о разграничении морских пространств в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане.

Договор, известный как договор Медведева-Столтенберга, Госдума РФ ратифицировала в марте 2011 г.

Россия и Норвегия на паритетных правах могут разрабатывать трансграничные месторождения углеводородов и могут совместно исследовать их.

Однако более никакой конкретики странами так достигнуто и не было.

В 2016 г этого сделать не успели по ряду причин.

Перспективным в плане геологоразведки (ГРР) считается 70-км образование - свод Федынского.

Были достигнуты договоренности о том, что Россия и Норвегия на паритетных правах могут разрабатывать трансграничные месторождения углеводородов и могут совместно исследовать их.

Вот только Норвегии досталось мелководная часть, где добыча нефти и газа в разы дешевле, а России - осталась глубокая вода.

Норвегия. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 11 января 2018 > № 2471488


Норвегия. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 11 января 2018 > № 2464397

В "Северный поток-2" вошла норвежская Kvaerner.

Kvaerner предоставит для "Северного потока-2" свои ноу-хау и выполнит работы под Санкт-Петербургом и Выборгом. Норвежцы обещают привлечь к сотрудничеству ряд российских субподрядчиков.

С политической точки зрения контракт между Kvaerner и компанией Nord Stream-2 AG (на 100% принадлежит "Газпрому") придает проекту новое значение. Kvaerner имеет непререкаемую репутацию в строительстве платформ.

США в феврале введут против России новые санкции, и иностранные компании, сотрудничающие с российскими энергетическими компаниями, рискуют навлечь на себя американские санкции. Однако власти Норвегии, присоединившись к "Северному потоку-2", дают понять, что не боятся этого.

Между тем летом 2017 г. министр иностранных дел Германии Зигмар Габриэль и австрийский канцлер Кристиан Керн в совместном заявлении призвали США прекратить вмешательство в энергетическую безопасность ЕС.

"Мы в Kvaerner стремимся свести к нулю ущерб людям и окружающей среде. Наш партнер, "Северный поток-2 AG", также много внимания уделяет здоровью, безопасности граждан и неприкосновенности природы", - заявил представитель Kvaerner.

Норвегия. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 11 января 2018 > № 2464397


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter