Всего новостей: 2361154, выбрано 1157 за 0.276 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. 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


Норвегия. Германия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > newizv.ru, 11 января 2018 > № 2453365

"Северный поток-2" привлёк норвежского подрядчика

Норвежская компания Kvaerner вошла в проект Северный поток–2 в качестве подрядчика. Известно, что 30% компании Kvaerner принадлежит норвежскому правительству. Всё это происходит на фоне постоянных угроз США заблокировать строительство Северного потока.

Так как у Газпрома не хватает технологий для прокладки газопровода по дну моря, было принято решение привлечь норвежскую компанию, сообщает российское издание Вести.Экономика.

В частности, согласно договору, Kvaerner выполнит работы под Санкт-Петербургом и Выборгом. Норвежцы обещают привлечь к сотрудничеству ряд российских субподрядчиков. Часть денег, которые иностранные компании получат по условиям контрактов, достанется российским компаниям. "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.

Известно, что 30% компании Kvaerner принадлежит норвежскому правительству.

Норвегия. Германия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > newizv.ru, 11 января 2018 > № 2453365


Норвегия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 9 января 2018 > № 2464440

Greenpeace безуспешно пытался остановить нефтедобычу в Арктике.

Окружной суд Осло отклонил иск Greenpeace, требовавший признать незаконными решения норвежского правительства об осуществлении нефтеразведки и нефтедобычи на арктическом шельфе королевства.

Природозащитники должны будут покрыть судебные расходы Министерства нефти и энергетики Норвегии в размере 580 тыс. крон ($71,5 тыс), говорится в решении, опубликованном на сайте инстанции.

Истцы, в качестве которых, помимо Greenpeace, выступали две норвежские природоохранные некоммерческие организации, требовали отмены итогов 23-го лицензионного раунда, завершившегося летом 2016 года. На том этапе лицензии на право разработки 10 участков шельфа в норвежской части Баренцева моря были предложены 13 компаниям, в том числе "дочке" российской "Лукойл" и DEA Norge AS, подконтрольной российскому бизнесмену Михаилу Фридману.

Дело, которое привлекло к себе значительное внимание как в скандинавском королевстве, так и за рубежом, рассматривалось судом в ноябре, а на вынесение и подготовку судебного решения ушло больше месяца. Истцы настаивали на том, что, разрешая нефтегазовым компаниям осуществлять разведку и добычу углеводородов в Арктике на шельфе Баренцева моря, руководство страны нарушает как условия ратифицированного Норвегией Парижского соглашения по климату, так и одну из статей норвежской конституции.

В то же время суд постановил, что проведение норвежским правительством 23-го лицензионного раунда не является нарушением основного закона. Речь идет о 112-й статье конституции, которая гарантирует подданным Норвегии право на здоровую окружающую среду и обязывает власти ответственно подходить к разработке природных ресурсов с тем, чтобы будущие поколения не столкнулись с сокращением биологического разнообразия и продуктивности экосистем. В решении суда указывается, что 112-я статья не распространяется на ситуации, в которых вредом окружающей среде считается глобальное изменение климата из-за выбросов в атмосферу углекислого газа в результате сжигания экспортированных Норвегией за рубеж нефти и газа. Суд также признал, что на норвежском шельфе вероятность аварий, чреватых разливом нефти в Арктике, сравнительно невелика.

Норвегия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 9 января 2018 > № 2464440


Норвегия. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > inosmi.ru, 8 января 2018 > № 2450646

Норвегия будет помогать Путину в крупном, вызывающем споры проекте. Это может полностью изменить рынок энергоносителей в Европе

Пер Юхансен (Per Anders Johansen), Aftenposten, Норвегия

МОСКВА — Kværner примет участив в строительстве важного для России, но весьма противоречивого нового газопровода через Балтийское море.

Отношения между Россией и Западом на самой низкой в истории отметке, норвежско-российские отношения сотрясает дело о шпионаже. И на фоне этого Kværner заключает в России контракт — самый крупный за многие годы.

Отныне норвежская компания будет принимать участие в строительстве «Северного потока — 2», гигантского, но очень противоречивого путинского энергетического проекта, которые обеспечит поставки российского газа в Германию.

Российская дочерняя компания Kværner накануне рождества заключила с «Северным потоком — 2» контракт на сумму более чем в 600 миллионов крон.

«Мы начнем работу довольно скоро», — говорит начальник отдела Kværner по связям с общественностью Турбьёрн Андерсен (Torbjørn Andersen) в беседе с Aftenposten.

Помогает Путину доставить российский газ в Европу

Kværner, принадлежащая холдингу Aker Kværner Holding, крупнейшим акционером которого является Хелль Инге Рёкке (Kjell Inge Røkke) будет строить для «Северного потока — 2» наземные сооружения в районе Выборга недалеко от Санкт-Петербурга.

Поскольку 30% Aker Kværner Holdning принадлежат Министерству экономики и рыболовства, норвежское государство в качестве владельца косвенно также принимает участие в проекте.

Контракт заключен между Kværner LLC и «Северным потоком — 2», как компания зарегистрированным в Швейцарии. Kværner будет отвечать за инфраструктуру, закупку и установку трубопроводов и арматуры, а также за строительство фундамента и самих наземных сооружений «Северного потока — 2».

Это самый крупный контракт Kværner в России за многие годы, благодаря ему в России будет создано 300 рабочих мест.

Контракт был заключен в то время, как отношения между Россией и Норвегией сейчас подвергаются серьезному испытанию в связи с арестом в Москве норвежца Фруде Берга, обвиняемого в шпионаже.

ФАКТЫ: «СЕВЕРНЫЙ ПОТОК — 2»

Новый газопровод длиной в 1200 км из Усть-Луги под Санкт-Петербургом в Грейфсвальд в Германии через Балтийское море обеспечит экспорт российского газа от Газпрома в Европу.

Примерно половину стоимости в 90 миллиардов крон берут на себя европейские партнеры Газрома, такие, как Shell, ENGIE, OMV, Uniper и Wintershall.

Мощность будущего газопровода — 55 миллиардов кубометров газа в год.

Проект поддерживают Германия, Австрия, Франция, Великобритания и Нидерланды, в то время как Еврокомиссия, Польша, прибалтийские страны, Швеция и Дания пытаются его остановить.

Если проект осуществится по плану, в 2019 году, Россия благодаря уже действующему «Северному потоку –1» и новому «Северному потоку — 2» сможет поставлять 110 миллиардов кубометров газа в год.

Большой и спорный проект

Проект «Северный поток–2» означает, что Россия сможет поставлять 55 миллиардов кубометров газа, делая это в обход Украины.

«Многие считают проект «Северный поток — 2» скорее политическим, чем экономическим. Проект по-прежнему висит в воздухе, есть немало влиятельных сил, пытающихся его остановить», — говорит аналитик Якуб М. Годзимирский (Jakub M. Godzimirski) из Норвежского института внешней политики (NUPI).

«В иной политической ситуации это не привлекало бы к себе столько внимания, но после аннексии Россией Крыма и войны на Украине вопрос о газопроводе стал весьма спорным», — говорит Годзимирский.

Он указывает на то, что доходы от нефти, поставляемой в Европу, являются одной из причин, благодаря которым Россия может быть страной, активно выступающей на международной арене.

«Не будь этого Россия, возможно, была бы вынуждена проводить немного менее агрессивную международную политику».

«То, что Kværner хочет зарабатывать деньги, совершенно естественно. У компании есть необходимый опыт, и она будет заниматься бизнесом, а не политикой», — говорит исследователь из NUPI.

Поэтому это такой болезненный вопрос для Европы

Борьба за европейский рынок энергоносителей вступил в весьма драматичную и решающую стадию.

1. В политическом плане Норвегию считают более надежным поставщиков, чем Россию, но Норвегия не располагает мощностями для увеличения производства, достаточного, чтобы удовлетворить потребности Европы. Норвегия, в свою очередь, начала поставлять газ, например, в Литву и на Украину, ранее на этом рынке преобладал Газпром. Благодаря датско-польскому газопроводу «Балтийская труба»(Baltic Pipe) норвежский газ может доставляться на самый восток Украины.

2. Россия, со своей стороны, имеет гораздо большие запасы газа и может поставлять его по более низкой цене. Строительство «Северного потока–2» имеет большое значение для России, что неоднократно подчеркивал Путин.

3. Польша, прибалтийские страны, Швеция и Дания пытаются остановить строительство газопровода. Они ссылаются на аннексию Россией Крыма, многочисленные выпады Кремля в адрес ЕС и Запада и считают, что «Северный поток–2» сделает ЕС гораздо более уязвимым перед политикой Путина.

«Понятно, что стратегия России направлена на ослабление ЕС. У нас нет никаких иллюзий», — заявил президент ЕС Дональд Туск.

4. На европейский рынок пытаются, со своей стороны, попасть и американцы. Кроме того, Вашингтон считает, что «Северный поток — 2» ослабит энергетическую безопасность ЕС. Новые американские санкции, которые начнут действовать после Нового года, могут затруднить реализацию проекта «Северный поток — 2» еще больше.

5. Германия, Австрия, Франция и Нидерланды, а также многие европейские компании поддерживают «Северный поток — 2», потому что считают, что он будет способствовать росту конкуренции и удешевлению газа.

«Вопрос о поставках энергии в Европу касается Европы, а не США. Политические санкции не следует привязывать к экономическим интересам», — подчеркнули министры иностранных дел Германии и Австрии в общем заявлении, сделанном этим летом.

За дискуссией скрывается еще один фактор, говорящий о неуверенности: рынок энергоносителей во всей Европе может измениться самым драматичным образом вследствие того, что Европа делает большую ставку на переход к возобновляемым и более экологичным источникам энергии.

Стоимость «Северного поток — 2» — примерно 9,6 миллиардов евро.

«Планируемый новый газопровод «Северный поток — 2» через Балтийское море обеспечит надежные, приемлемые и устойчивые поставки газа на европейский рынок», пишет Kværner в сообщении для прессы.

Зять Путина, многие другие олигархи и многие иностранные компании также получили крупные контракты. После заключения ряда контрактов 21 декабря в проекте теперь принимают участие компании более чем из 20 стран.

Норвегия. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > inosmi.ru, 8 января 2018 > № 2450646


Норвегия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 29 декабря 2017 > № 2451855

В этом году в мире было обнаружено рекордно мало нефти, считают эксперты.

В 2017 году в мире было обнаружено только 6,7 миллиарда баррелей нефти, что представляет собой минимальный показатель за более чем 70 лет, сообщила независимая норвежская консалтинговая компания Rystad Energy.

"Мы не видели ничего подобного с 1940-х годов. Обнаруженные объемы в среднем составляли около 550 миллионов баррелей нефтяного эквивалента в месяц", — приводятся в релизе компании слова старшего аналитика Rystad Energy Сони Пассос (Sonia Passos).

По мнению эксперта, наиболее тревожным для потенциальных потребителей является тот факт, что найденные залежи нефти и газа всего на 11% покрыли объем добытого в этом году сырья, по сравнению с более чем 50% в 2012 году. А в последний раз объем добытой нефти и газа был равен объему вновь найденных залежей в 2006 году.

Компания также сообщила, что средний объем запасов на открытых в текущем году шельфовых месторождениях составил примерно 100 миллионов баррелей нефтяного эквивалента в месяц по сравнению с 150 миллионами баррелей в 2012 году.

Rystad Energy также указывает на низкую рентабельность потенциальной добычи на найденных в течение года месторождениях и прогнозирует, что более 1 миллиарда баррелей, обнаруженных в 2017 году, никогда не будут добыты.

Норвегия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 29 декабря 2017 > № 2451855


Норвегия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 29 декабря 2017 > № 2440748

Меньше, чем когда либо. В 2017 г в мире были открыты месторождения нефти и газа с запасами 6,7 млрд бнэ.

В 2017 г в мире были открыты месторождения нефти и газа с запасами 6,7 млрд бнэ.

Об этом говорится в отчете Rystad Energy, представленном 28 декабря 2017 г.

Совокупные запасы вновь открытых за год месторождений в 6,7 млрд бнэ оказались минимальными за всю наблюдений.

Причем из этих 6,7 млрд бнэ около 1 млрд бнэ не будут извлечены, поскольку их добыча нерентабельна.

Средний объем запасов открытых в 2017 г месторождений составил примерно 100 млн бнэ против 150 млн бнэ в 2012 г.

Новые месторождения, открытые в 2017 г, восполнили добычу лишь на 11%, тогда как в 2012 г этот показатель составлял более 50%.

При этом полностью компенсировать истощившиеся месторождения в последний раз удалось в 2006 г.

Rystad Energy отмечает, что ничего подобного не наблюдалось с 1940х гг.

Такое низкое число открытых месторождений представляет большую угрозу для поставок нефти в перспективе 10 лет.

В 2017 г крупнейшие месторождения были открыты в Сенегале, Мексике и Гайане.

Так, в Сенегале Kosmos Energy открыла газовое месторождение Yakaar.

Для Мексики 2017 г стал многообещающим в связи с постепенной либерализации сектора разведки и добычи за счет увеличения частных инвестиций.

Месторождения Zama и Ixachi, вместе с другими, не такими крупными открытыми месторождениями, добавили около 1 млрд бнэ извлекаемых ресурсов.

Zama, открытое компанией Talos Energy, стало 1м открытием, сделанным в Мексике частной компанией за 80 лет.

В Гайане ExxonMobil открыла месторождения Payara, Turbot и Snoek с запасами в 1 млрд бнэ извлекаемых ресурсов.

Норвегия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 29 декабря 2017 > № 2440748


Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 28 декабря 2017 > № 2440585

Центр поддержки бурения Газпром нефти будет использовать технологии eDrilling для строительства скважин.

Норвежская eDrilling предоставит Центру поддержки бурения (DSC), подразделению Научно-технического центра (НТЦ) Газпром нефти, программное обеспечение для поддержки буровых работ.

О подписании соответствующего контракта eDrilling сообщила 28 декабря 2017 г.

Наша цель - увеличить производство и повысить эффективность производства за счет использования новых технологий и проектных решений в этой области, отметил гендиректор НТЦ Газпром нефти М. Хасанов.

Одним из путей повышения эффективности станет использование «цифровых двойников» скважин.

Создание таких систем в сочетании с интеллектуальной аналитикой и автоматизированной диагностикой приведет к реальному и долгосрочному повышению эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ).

По словам главного операционного директора eDrilling С. И. Одегаарда, Газпром нефть находится на переднем крае цифровизации нефтяной промышленности.

Интеллектуальное использование и сопряжение в режиме реального времени цифровых и физических данных бурения даст Газпром нефти большую экономию, а также повышение безопасности и эффективности.

«Цифровые двойники» месторождений Газпром нефть считает 1 из перспективных направлений технологического развития.

«Цифровой двойник» месторождения представляет собой набор гибридных цифровых моделей, охватывающий всю цепочку от погружных насосов на скважинах до пункта коммерческой сдачи нефти.

Особенность этих моделей заключается в возможности самообучения, т.е самокалибровки системы на основе динамично меняющейся информации, поступающей от средств автоматизации.

«Цифровой двойник» позволяет осуществлять автоматизированный подбор оптимальных режимов работы элементов всего комплекса, заранее идентифицировать нештатные ситуации, вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации.

Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 28 декабря 2017 > № 2440585


Норвегия. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 22 декабря 2017 > № 2439561

Kvaerner построит для Nord Stream 2 наземные объекты на российском берегу.

Норвежская компания построит для «Северного потока - 2» объекты в России.

«Кварнер», российская дочерняя компания норвежской Kvaerner, построит для Nord Stream 2 наземные объекты на российском берегу на сумму 600 млн норвежских крон ($72 млн), сообщил подрядчик.

Речь идет о камерах приема очистных устройств, двух километрах газопровода на суше и эксплуатационных зданиях на берегу. Контракт будет реализовываться в сотрудничестве с местными субподрядчиками и международными поставщиками.

Норвегия. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 22 декабря 2017 > № 2439561


Алжир. Великобритания. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 21 декабря 2017 > № 2436276

Sonatrach договорилась с BP и Statoil о солидных инвестициях в добычу газа на месторождении Tiguentourine.

Алжирская Sonatrach подписала контракт с BP и Statoil на добычу дополнительных 11 млрд м3 газа на своем месторождении Tiguentourine.

Об этом компания сообщила 20 декабря 2017 г.

Контракт с компаниями был подписан в рамках плана по привлечению инвестиций в оптимизацию его работы.

В рамках соглашения, BP, Statoil и Sonatrach намерены инвестировать 500 млн долл США в добычу дополнительного резерва объемом в 11 млрд м3 газа.

Сейчас на Tiguentourine добывается 9 млрд м3/год газа, но для поддержания этого уровня добычи после 2035 г требуется вливание большего количества инвестиций.

На месторождении было добыто 78 млрд м3 газа с учетом инвестиций в размере 3,4 млрд долл США с момента его открытия в 2006 г.

По доказанным запасам природного газа - 4,55 трлн м3 - Алжир занимает 2 (после Нигерии) место на африканском континенте и 8 в мире (2,6% мировых запасов).

С 1990 г доказанные запасы природного газа в Алжире выросли на 44%.

Рост этот стал результатом главным образом поисково-разведочных работ (ГРР).

Около 85% газовых запасов - это свободный газ газовых месторождений и газовых шапок нефтяных залежей; остальной газ растворён в нефти (главным образом месторождения Хасси-Мессауд).

Потенциальные (неоткрытые) ресурсы составляют около 2,75 трлн м3.

Алжир. Великобритания. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 21 декабря 2017 > № 2436276


Швеция. Норвегия > Нефть, газ, уголь. Транспорт > lesprom.com, 21 декабря 2017 > № 2430556

Sodra и Statkraft организуют экспериментальное производство транспортного биотоплива в Норвегии

Шведская Sodra и норвежская Statkraft приняли решение инвестировать в строительство экспериментальной площадки по производству не содержащего ископаемых веществ транспортного биотоплива, об этом говорится в полученном Lesprom Network пресс-релизе.

Завершение проекта общей стоимостью 500 млн шведских крон ($60 млн) ожидается весной 2019 г. Ежедневно на линии в норвежском Тофте будет выпускаться около 4 тыс. литров транспортного биотоплива из отходов лесопромышленных производств.

Экспериментальная площадка — первый шаг к созданию полномасштабного производственного объекта, главная цель проекта — разработка процесса и технологий изготовления нового вида биотоплива.

Швеция. Норвегия > Нефть, газ, уголь. Транспорт > lesprom.com, 21 декабря 2017 > № 2430556


Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 20 декабря 2017 > № 2441032

Нефтяная эра завершилась для Норвегии. Что дальше?

Истощение Северного моря не обязательно означает конец нефтяной эры в Норвегии. Тем не менее, несмотря на значительные запасы в Баренцевом море, Норвегия вот-вот вступит в длительный период структурного спада, поскольку ключевые месторождения почти истощены, а запасы нефти стремительно снижаются.

Обычный норвежец, возможно, даже не воспримет разницу между богатой нефтью Норвегией и Норвегией, которая прошла расцвет. Полная энергетическая независимость страны благодаря развитию гидроэнергетики обеспечивают большую гибкость в отношении будущей политики. Тем не менее, нефтяники должны готовиться к будущему, в котором будет больше внимания уделяться добыче газа.

Есть достаточно доказательств того, что все самые богатые месторождения континентального шельфа Норвегии обнаружены. Последний раунд лицензирования шельфа вызвал слабый отклик, только 11 компаний подали заявку на получение лицензий на производство. Из-за того, что 102 блока, для производства на которых можно было подать заявки , удалены от формаций, считающихся самыми богатыми углеводородами, участников торгов оказалось в два раза меньше, чем в предыдущем раунде лицензирования в 2015 году.

Были и другие факторы, которые способствовали этой ситуации, в том числе продолжающиеся судебные тяжбы о том, что бурение в Арктике нарушает пункт 112 Конституции Норвегии («управление природными ресурсами следует вести на основе долгосрочных стратегий с учетом пользы для будущих поколений») и вопросы о допустимости бурения в России.

Перипетии, связанные с добычей нефти, также ухудшили прогноз Норвегии на 2017 год. В этом году объем производства снижен (данные за январь-октябрь указывают на 1,605 млн баррелей в сутки против прогноза в 1,621 млн баррелей в сутки). Во многом это было связано с трудностями в отношении месторождения Голиаф, первое задействованное норвежское месторождение в Баренцевом море. Голиаф был закрыт на месяц в сентябре 2017 года на ремонтные работы; однако в октябре прошла еще одна незапланированная остановка, поскольку норвежские власти приказали ENI прекратить деятельность ввиду серьезных нарушений в электросистеме платформы. На фоне перебоев в подаче электроэнергии, будущее платформы повисло в воздухе, поскольку норвежские власти провели тщательный анализ, до того как производство могло бы быть возобновлено, восьмой раз с момента его начала в начале 2016 года.

Принимая во внимание увеличение вдвое оценки запасов Баренцева моря, в норвежском континентальном шельфе по-прежнему содержится до 12,4 млрд баррелей запасов нефти. Это означает, что две трети нефти Норвегии находятся в Баренцевом море, что, вероятно, станет предметом более тщательного общественного контроля.

Претензии Greenpeace и других участников кампании в отношении того, что оффшорное арктическое бурение нарушает норвежскую конституцию, несут риск для государства - на карту поставлено почти 200 тыс. рабочих мест, если суд признает даже частично законность требований экологов. Тем более, что почти все новые перспективные нефтяные проекты расположены в Баренцевом море.

После 2001 года начались 12 лет спада производства в Норвегии. Текущую фазу можно описать как затишье перед последним долгосрочным ростом производства в истории, которое, как ожидается, произойдет в начале 2020-х годов. Многое будет зависеть от двух «Йоханов», которые Норвегия выведет в производство в начале 2020-х годов: месторождение Йохан Свердруп (извлекаемые запасы на 2-3 млрд баррелей) и месторождение Йохан Кастберг (0,5 млрд баррелей).

Многое сделано для того, чтобы сделать Йохан Кастберг выгодным на текущих уровнях цен - с первоначального уровня $80 за баррель, Statoil и другие акционеры довели его до предполагаемого уровня в $35 за баррель. На фоне падения стоимости услуг, связанных с нефтью, это повлекло за собой несколько мер по сокращению расходов.

Это отнюдь не простое решение. Развитие Йохана Кастберга - на сегодняшний день крупнейшего месторождения в норвежской зоне Баренцева моря - стало приоритетным по сравнению с более мелкими проектами. Производство первой фазы производства Johan Sverdrup начнется в конце 2019 года, и ожидается, что к 2022 году будет достигнута пропускная способность в 660 тыс. баррелей в день. В сочетании с максимальным объемом добычи Castberg на 200 тыс. баррелей в сутки на два месторождения будет приходиться примерно половина производства в Норвегии к 2022 году.

Интересно отметить, что пик производство газа еще впереди в Норвегии. Поскольку большинство нефтяных месторождений на норвежском континентальном шельфе являются газоносными, а в последние годы наблюдаются устойчивые притоки новых проектов, добыча газа находится на относительно стабильном уровне в 115 BCm в год. Приблизительно 40% запасов углеводородов, обнаруженных в Баренцевом море, являются газообразными, поэтому можно ожидать постепенную миграцию развития в Арктику.

Для самой нефти следующее десятилетие станет началом конца, который, хотя и постепенно, кажется неизбежным. Как следствие, доля Норвегии на мировом нефтяном рынке снизится с нынешних 2% до 1% в 2020-х годах.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 20 декабря 2017 > № 2441032


Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 20 декабря 2017 > № 2439565

Азербайджанский сектор Каспийского моря совместно будут осваивать ГНКАР и Statoil.

Компании подписали соглашения о совместной разработке каспийского шельфа.

Госнефтекомпания Азербайджана (ГНКАР, SOCAR) и норвежская Statoil договорились о сотрудничестве при освоении перспективных площадей в Каспийском море и разработке нефтяного месторождения Карабах, сообщает азербайджанская НК.

«Глава SOCAR Р.Абдуллаев в среду провел встречу с генеральным вице-президентом Statoil А.Куком, по итогам которой стороны подписали два соглашения по основным принципам перспективного сотрудничества», – отмечено в сообщении. Компании договорились о сотрудничестве в сфере разведки, разработки и долевом распределении добычи с месторождений. Глава SOCAR отметил, что сотрудничество с норвежской компанией создаст «надежную почву для реализации будущих проектов, которые внесут свой вклад в экономику Азербайджана».

Одно из соглашений касается сотрудничества компаний по основным коммерческим принципам и положениям контракта на разведку, разработку и долевое распределение добычи с ряда перспективных площадей в азербайджанском секторе Каспийского моря. Второе предусматривает договоренности по основным коммерческим принципам и положениям risk–service контракта на разработку нефтяного месторождения «Карабах».

Оба соглашения направлены на обеспечение стабильной добычи нефти в Азербайджане и на повышение объемов добычи газа.

Нефтегазовое месторождение «Карабах» расположено в 130 км к востоку от Баку, на глубине 250-450 м в море. Начальные запасы нефти составляют 100 млн тонн. Первую нефть с него компании планируют получить в 2021-2022 годах.

Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 20 декабря 2017 > № 2439565


Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 декабря 2017 > № 2436296

SOCAR и Statoil согласовали принципы разработки месторождения Карабах и не только.

Глава SOCAR Р. Абдуллаев и генеральный вице-президент Statoil А. Куком встретились 20 декабря 2017 г и подписали важные документы.

В ходе встречи Р. Абдуллаев и А. Кук договорились о сотрудничестве в сфере разведки, разработки и долевом распределении добычи с ряда перспективных участков недр в Каспийском море и разработке нефтяного месторождения Карабах.

Эти договоренности были отражены в 2 соглашениях по основным принципам перспективного сотрудничества.

Одно из соглашений отражает договоренность SOCAR и Statoil по основным коммерческим принципам и положениям контракта на разведку, разработку и долевое распределение добычи с ряда перспективным участков недр в азербайджанском секторе Каспийского моря.

Еще 1 документ предусматривает договоренность компаний по основным коммерческим принципам и положениям risk-service контракта на разработку шельфового месторождения Карабах.

Нефтегазовое месторождение Карабах было открыто в 2000 г, расположено в 130 км к востоку от Баку.

Глубина моря на месторождении меняется в диапазоне 250-450 м.

Начальные запасы нефти месторождения составляют 100 млн т, запасы газа - 28 млрд м3.

В настоящее время на месторождении Карабах уже завершены инженерно-поисковые работы и определено место для платформы.

Получение 1й нефти с месторождения Карабах ожидается в 2021 г.

Месторождение Карабах уже пытались начать разрабатывать в 1995 г.

Консорциум в составе SOCAR, Devon, ЛУКОЙЛа, Agiр и LUKAgiр вложил в проведение геологоразведочные работы (ГРР) 130 млн долл США.

Но в 1999 г контракт был аннулирован, поскольку акционеры отказались от реализации проекта, посчитав выявленные на месторождении запасы коммерчески непривлекательными при установившихся тогда низких ценах на нефть.

В 2012 г ГРР на месторождении Карабах начала Statoil.

В 2014 г благодаря применению современных технологий были получены более обнадеживающие результаты, чем в конце 1990х гг.

В процессе исследований на этих территориях были пробурены скважины, проведена 3D-сейсморазведка, и обнаружены извлекаемые и существующие нефтегазовые запасы, в гораздо большем объеме по сравнению с первоначальными показателями.

В марте 2017 г Statoil представила в Минэнерго Азербайджана отчет по результатам исследований процесса разведки и разработки месторождения Карабах.

Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 декабря 2017 > № 2436296


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 декабря 2017 > № 2436285

Норвегия в ноябре 2017 г снизила добычу жидких углеводородов на 5,3%. Снова Голиаф.

Добыча жидких углеводородов в Норвегии в ноябре 2017 г снизилась на 5,3% по сравнению с октябрем 2017 г и составила 1,813 млн барр/сутки.

Об этом свидетельствуют предварительные данные Norwegian Petroleum Directorate (NPD), представленные 20 декабря 2017 г.

Согласно итоговым данным за октябрь 2017 г, объем добычи жидких углеводородов в Норвегии в октябре 2017 г составлял 1,915 млн барр/сутки.

Это оказалось выше предварительных данных, представленных NPD 21 ноября 2017 г.

В среднем добыча нефти в ноябре 2017 г составляло 1,466 млн барр/сутки, что на 4% меньше показателя за октябрь 2017 г и на 9% ниже прогноза NDP.

Добыча нефти оказалась ниже прогноза в основном за счет планово-предупредительного ремонта на месторождении Голиаф (Goliat) в Баренцевом море.

Ниже, чем ожидалось, оказалась добыча на месторождениях Gina Krogh и Draugen.

Относительно ноября 2016 г показатель сократился на 16,8%.

Объем добычи широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) составил 316 тыс барр/сутки, газового конденсата - 31 тыс барр/сутки.

При этом продажи природного газа выросли на 0,2 млрд м3/сутки, до 10,9 млрд м3/сутки.

Это оказалось выше официального прогноза.

В январе-ноябре 2017 г общий объем добычи углеводородов в Норвегии составлял около 217,2 млн м3 нефтяного эквивалента, в т.ч 84,5 млн м3 нефти и 112,7 млрд м3 природного газа.

Совокупная добыча на 5,3 млн м3 нефтяного эквивалента превысила показатель за аналогичный период 2016 г.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 декабря 2017 > № 2436285


Германия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 18 декабря 2017 > № 2435280

Дешевле и быстрее. Wintershall начала добычу нефти на месторождении Maria в Норвегии.

Wintershall начала добычу углеводородного сырья на месторождении Maria на шельфе Норвегии на год раньше запланированного срока.

Об этом 18 декабря 2017 г сообщает компания.

Успешная реализация проекта Maria стала возможной благодаря необычному подходу, реализованному дочкой компании - BASF.

Добыча нефти на месторождении началась на год раньше запланированного срока, а затраты на запуск, составившие порядка 1,2 млрд евро, что на 20% меньше, чем предполагалось изначально.

С 2017 г Halliburton будет оказывать сервисные услуги при бурении 6 эксплуатационных скважин на месторождении Maria

Вместо строительства новой эксплуатационной платформы для месторождения Maria, Wintershall присоединила его к уже существовавшей инфраструктуре близлежащих месторождений Statoil: Kristin, Heidrun и Asgard B.

Соединение Maria с соседними месторождениями, помимо прочего, должно поспособствовать и увеличению срока эксплуатации этих месторождений.

В целом собственная добыча Wintershall в Норвегии теперь выросла до 100 тыс барр/сутки нефтяного эквивалента.

Месторождение Maria расположено примерно в 20 км восточнее от месторождения Kristin и примерно в 45 км южнее от месторождения Heidrun в области Хальтенбанкен в Норвежском море.

Участниками проекта являются Wintershall Norge (50%), Petoro AS (30%) и Spirit Energy (20%).

Добываемые запасы месторождения оцениваются примерно в 180 млн барр нефтяного эквивалента.

Предполагаемый срок его эксплуатации - 22 года.

Германия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 18 декабря 2017 > № 2435280


Бразилия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 18 декабря 2017 > № 2435275

Удачная сделка. Statoil купит у Petrobras 25% в месторождении Ронкадор на шельфе Бразилии.

FPSO Petrobras 54 на месторождении Ронкадор на шельфе БразилииStatoil договорилась с Petrobras о покупке 25%-ной доли участия в проекте по освоению месторождения Roncador (Ронкадор) в бассейне Campos в Бразилии.

Об этом Statoil сообщила 18 декабря 2017 г.

Сумма сделки составит до 2,9 млрд долл США.

В эту сумму включен первоначальный платеж в размере 2,35 млрд долл США, а также дополнительные условные платежи в размере до 550 млн долл США.

По итогам сделки Petrobras сохранит за собой 75% в проекте по разработке месторождения Roncador, а также останется оператором.

Для Statoil эта сделка очень выгодна.

Благодаря вхождению в проект, Statoil сможет нарастить добычу нефти в Бразилии почти в 3 раза - с 40 тыс бнэ/сутки до 110 тыс бнэ/сутки.

Roncador стало самым крупным нефтяным месторождением на шельфе Бразилии в 1990х гг.

Разработка месторождения ведется с 1999 г с помощью плавучей установки по добыче, хранению и разгрузке нефти (FPSO) P-54.

С тех пор были открыты другие крупные месторождения, тем не менее, Roncador остается 3м по величине месторождением в портфеле Petrobras с объемом 10 млрд бнэ.

Остаточные запасы оцениваются более чем в 1 млрд бнэ.

Statoil рассчитывает увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) не менее чем на 5 п.п, в результате чего общее количество остаточных извлекаемых объемов составит более 1,500 млрд бнэ.

По состоянию на ноябрь 2017 г на месторождении Roncador добывается около 240 тыс барр/сутки нефти и 40 тыс бнэ/сутки попутного газа.

Petrobras и Statoil являются партнерами в 13 проектах, находящихся на этапе разведки или добычи, 10 из которых расположены в Бразилии и 3 - в других странах.

Новая сделка укрепит позиции Statoil в в качестве 1 из крупнейших нефтедобывающих компаний в Бразилии.

Впрочем, эти позиции и без того сильные, в т.ч за счет партнерства с другими компаниями.

Statoil является оператором по разработке месторождения Peregrino и блока BM-C-33 в бассейне Campos (Кампос), а также блока BM-S-8 в бассейне Santos (Сантос).

В конце октября 2017 г консорциум в составе Statoil, ExxonMobil и Galp одержал победу в аукционе на разработку нефтегазового блока Carcara North в рамках 2го лицензионного раунда на шельфовые участки недр в Бразилии.

Проведя ряд сделок, касающихся соседнего блока BM-S-8, Statoil удалось согласовать свою долю участия и доли участия партнеров в обоих проектах, которые являются частями крупного месторождения Каркара (Carcara).

И именно Statoil станет оператором месторождения.

Бразилия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 18 декабря 2017 > № 2435275


Норвегия. Германия > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 18 декабря 2017 > № 2429976

Wintershall начала добывать нефть на морском дне Норвегии на год раньше срока

Это первый проект в Норвегии, где немецкое нефтегазодобывающее предприятие Wintershall управляло всеми этапами разработки – от геологоразведки до запуска добычи. Затраты на запуск, составившие порядка 1,2 млрд евро, оказались на 20 % меньше ожидаемых.

В эксплуатацию была введена подводная сеть трубопроводов прямо на дне моря. Добыча в Норвегии увеличилась до 100 тысяч баррелей нефтяного эквивалента в день.

«Опередить график и при этом еще сэкономить значительную сумму! Нечасто члену правления нефтегазового предприятия представляется возможность сообщить такие хорошие новости»,– с радостью отмечает Мартин Бахманн, член правления Wintershall, ответственный за деятельность компании в Европе.

Успешная реализация проекта Maria стала возможной благодаря необычному подходу, реализованному дочерней компанией концерна BASF. Вместо того, чтобы потратить значительные средства на строительство новой платформы в Норвежском море, Wintershall присоединила месторождение Maria к существующей инфраструктуре – на глубине порядка 300 метров, с соблюдением самых высоких стандартов безопасности и экологичности. «Мы подключили оборудование для

эксплуатации месторождения Maria через сеть трубопроводов общей протяженностью 94 километра к трем расположенным неподалеку платформам, эксплуатируемым нашим партнером Statoil: Kristin, Heidrun и Åsgard B, – объясняет Хуго Дайхграф, исполнительный директор Wintershall Norge, дочернего предприятия Wintershall в Норвегии. – Мы создали под водой своего рода «паутину» из трубопроводов, что позволило нам не только эффективно подключить существующую инфраструктуру, но и в два раза снизить затраты на реализацию проекта!»

Соединение Maria с соседними месторождениями также способствует увеличению их срока эксплуатации. Это не только хорошие новости для Wintershall и ее компаний-партнеров, но и для нефтегазовой отрасли и всего норвежского общества.

Компания Wintershall, центральный офис которой находится в Касселе, убеждена, что реализация проекта Maria знаменует собой не только важную веху в работе компании, но и дает важный импульс для добычи нефти и газа в Северном море, которое по-прежнему является одним из важнейших регионов добычи в Европе. Из Северного моря и прибрежных государств поступает примерно половина природного газа, потребляемого в странах ЕС.

«Однако, Северная и Западная Европа – это регионы с относительно высокой стоимостью добычи, – говорит Бахманн. – Поэтому здесь мы должны использовать свои средства максимально рационально и эффективно, чтобы обеспечить дальнейшую рентабельность добычи и надежность энергоснабжения Европы». Проект Maria служит примером того, как это удается и каким образом наша отрасль может успешноработать, несмотря на трудные условия. «Снижение затрат и

повышение эффективности могут быть достигнуты умным проектным менеджментом», – считает Бахманн.

Wintershall работает в Норвегии уже более десяти лет. «Когда мы пришли сюда, мы побещали нашим норвежским партнерам: «Мы хотим стать одним из крупнейших производителей нефти и газа на норвежском континентальном шельфе», – поясняет глава компании Wintershall Norge Хуго Дайхграф. – Мы последовательно инвестировали в проекты, и мы продолжаем это делать, несмотря на сложные условия рынка. Мы показали не на словах, а на деле, что мы способны достичь удивительных результатов». Maria, как и другие проекты Wintershall в Норвегии,среди которых трубопровод Polarled и месторождение AastaHansteen, укрепляют важное энергетическое партнерство между Германией и Норвегией. Дайхграф подчеркивает, что, наряду с Россией, Норвегия – самый важный энергетический партнер Германии и ЕС. «Каждый третий кубический метр газа,потребляемый в Германии, поступает из Норвегии. Тесные связи с этим партнером являются основным элементом энергоснабжения Германии и обеспечения стабильности. Ведьименно стабильность очень важна в сегодняшнее беспокойное

время».

Важным фактором является комплексное партнерство с государственным нефтегазовым концерном Норвегии Statoil. В этом году и в три последующих года Wintershall инвестирует свыше двух миллиардов евро в разведку и добычу нефти и газа в этой северной стране-партнере. Инвестиции Wintershall в проект Maria пока составляют примерно 12 миллиардов норвежских крон или 1,2 миллиарда евро. Тем самым Maria на настоящий момент представляет собой самый крупный морской инвестиционный проект, в котором компания Wintershall приняла участие на правах оператора.

Норвегия. Германия > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 18 декабря 2017 > № 2429976


Норвегия. Россия. Арктика > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 6 декабря 2017 > № 2417678

Роснефть успела подать заявку на участие в 24 лицензионном раунде APA 2017 на разработку нефтегазовых блоков на шельфе Норвегии. Реакция властей РФ пока неизвестна.

Норвежская дочка Роснефти RN Nordic Oil подала в назначенный срок заявку и получила право на участие в лицензионном раунде на разработку и добычу углеводородов на континентальном шельфе Норвегии.

Об этом 5 декабря 2017 г сообщили в Норвежском нефтяном директорате (Norwegian Petroleum Directorate, NPD).

Согласно данным NPD, 11 компаний подали заявку на получение лицензий, прием которых завершился 30 ноября 2017 г.

Помимо RN Nordic Oil, в 24 лицензионном раунде APA 2017 также участвуют A/S Norske Shell, AkerBP, Centrica Resources (Norge), DEA Norge, Idemitsu Petroleum Norge, KUFPEC, Lundin Norway, OMV (Norge), Statoil Petroleum и Wintershall Norge.

Ожидается, что результаты будут объявлены до начала лета 2018 г.

Напомним, летом 2017 г министерство нефти и энергетики Норвегии объявило о начале тендера на разработку и добычу углеводородов на континентальном шельфе страны.

Всего инвесторам предложено 102 блока, из которых 93 расположены на шельфе Баренцева моря и еще 9 - на шельфе Норвежского моря.

Предложенные блоки включают в себя как уже разведанные, так и неразведанные территории.

Еще никогда Новрегия не предлагала столь много лицензионных блоков.

Есть нюанс.

Предлагаемая лицензионная площадь охватывает Норвежскую часть Баренцева море с востока на запад, с севера на юг. На 73й параллели расположено 47 блоков.

Есть 10 блоков, расположенных на 74й параллели, в так называемой зоне Шпицбергена (Свальбарда), и в соответствии с Шпицбергенским трактатом являются местом общей разработки.

Россия ранее заявляла, что Шпицбергенский трактат применяется также к шельфу Свальбарда и что, следовательно, Норвегия не имеет исключительного права на открытие лицензионного раунда на этой территории.

Ранее власти РФ тихонько оспаривали лицензии, выпущенные как в 23 раунде APA, так и в 22 раунде APA.

В юго-восточной части Баренцева моря, недалеко от побережья полуострова Варангер, имеется 12 блоков.

Есть еще 1 проблемка - это экологи - активисты, заявляющие о том, что массовое бурение в Арктике:

- это безумие;

- это противоречие с Парижским соглашением по климату;

- противоречие Конституции Пункт 112 Норвегии.

Отметим, что Роснефть начала потихоньку осваивать норвежский шельф в 2013 г.

Компания заключила соглашение со Statoil и получила 20% долю участия в лицензии PL713 на шельфе Баренцева моря.

Лицензия PL713 включает в себя 4 блока: 7219/2, 3 и 7319/11, 12.

В 2014 г компании начали разведочные работы на участке Pingvin лицензии PL713, тогда была пробурена 1я поисковая скважина и обнаружено месторождение газа с запасами 7,8 млрд м3.

Но Роснефть не хочет ограничиваться только частичным участием в проектах на шельфе Норвегии.

RN Nordic Oil участвует в предварительной квалификации на право стать оператором проекта на шельфе Норвегии.

Норвегия. Россия. Арктика > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 6 декабря 2017 > № 2417678


Норвегия. Арктика > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 5 декабря 2017 > № 2415299

Statoil инвестирует 6 млрд долл. в арктическое месторождение

Норвежская компания Statoil инвестирует в арктическое месторождение Johan Castberg 49 млрд норвежских крон (около 5,9 млрд долл.), чтобы начать добычу там до 2022 года, говорится в сообщении компании.

Во вторник Statoil представила план развития и эксплуатации для Johan Castberg. Statoil является оператором проекта Johan Castberg с 50-процентной долей. Eni Norge AS и Petoro AS принадлежат 30% и 20% соответственно.

"Проект является центральной частью дальнейшего развития северных регионов и будет создавать значительную ценность и дополнительное производство для Норвегии в течение 30 лет", – приводятся в сообщении слова исполнительного вице-президента Statoil по технологиям, проектам и бурению Маргарет Орвум (Margareth Ovrum).

Капитальные затраты на месторождение Johan Castberg оцениваются в 49 млрд норвежских крон (около 5,9 млрд долл.). Объем извлекаемых запасов месторождения оценивается в 450-650 млн барр. нефтяного эквивалента. Это делает Johan Castberg крупнейшим морским нефтегазовым проектом, который должен быть одобрен в 2017 году. Начало работы на месторождении ожидается в 2022 году.

Изначально проект считался нежизнеспособным из-за высокого уровня капитальных затрат, которые, по оценкам Statoil, составляли более 100 млрд норвежских крон (12,1 млрд долл.). Однако компания работала с поставщиками и партнерами, чтобы найти новые решения для реализации проекта, отмечается в сообщении.

Statoil более 30 лет разрабатывает углеводороды на норвежском континентальном шельфе и является пионером в сфере реализации морских проектов в суровых климатических условиях. Крупнейшим акционером Statoil является Норвегия.

Норвегия. Арктика > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 5 декабря 2017 > № 2415299


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 декабря 2017 > № 2411760

Решительно и смело. Statoil инвестирует почти 6 млрд долл США в разработку месторождения Johan Castberg.

Statoil инвестирует в обустройство месторождения Johan Castberg 5,9 млрд долл США.

Об этом 5 декабря 2017 г сообщает пресс-служба норвежской компании.

Добычу углеводородного сырья компания намерена начать на месторождении до 2022 г.

Statoil представила план развития и эксплуатации Johan Castberg.

Проект является центральной частью дальнейшего развития северных регионов и будет создавать значительную ценность и дополнительное производство для Норвегии в течение 30 лет.

Оператором проекта выступает Statoil с долей участия 50%.

Eni Norge AS и Petoro AS принадлежат 30% и 20% соответственно.

Изначально проект считался нежизнеспособным из-за высокого уровня капитальных затрат, которые, по оценкам Statoil, составляли более 12,1 млрд долл США.

Однако компания работала с поставщиками и партнерами, чтобы найти новые решения для реализации проекта.

Капитальные затраты на месторождение Johan Castberg оцениваются в 5,9 млрд долл США.

Объем извлекаемых запасов месторождения оценивается в 450 - 650 млн барр нефтяного эквивалента (бнэ).

Johan Castberg расположен в 240 км на северо-запад от Хаммерфеста, где расположены и месторождения Голиаф и Белоснежка.

Месторождение состоит из блоков Скругард (Skrugard) и Хавис (Havis), которые были открыто в 2012 г.

Запасы месторождения составляют от 400 до 600 млн барр нефти.

Это делает Johan Castberg крупнейшим морским нефтегазовым проектом, который должен быть одобрен в 2017 г.

Начало работы на месторождении ожидается в 2022 г.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 декабря 2017 > № 2411760


Эстония. Норвегия > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > delfi.ee, 29 ноября 2017 > № 2447264

BLRT Grupp приобрел норвежскую компанию Marine Technology

Входящая в концерн BLRT Grupp компания Western Shipyard подписала договор о приобретении 100% акций норвежской компании по разработке и управлению инженерными проектами — Marine Technology AS, сообщается в пресс-релизе.

”Приобретение компании, имеющей свои технические разработки и решения для нефтегазодобывающей отрасли и сектора возобновляющейся энергетики, позволит существенно укрепить наши позиции в этих отраслях, тем самым повысив конкурентоспособность всего концерна BLRT Grupp”, — сказал генеральный директор Western Shipyard Арнольдас Шилейка.

”Наше сотрудничество, постоянно совершенствуясь, длится более десяти лет. В результате, оборудование для транспортировки офшорных кабелей высокого напряжения, произведенное в Western Shipyard, используется по всему миру такими мировыми лидерами, как Aker Solutions, TechnipFMC, NOV, British Petroleum и другие. Я спокоен и верю, что Marine Technology ждет прекрасное будущее”, — прокомментировал свое решение продать компанию Кьелл Рагнар Морк.

Marine Technology AS, созданное в 1994 году, сегодня является одним из основных мировых поставщиков оборудования для транспортировки офшорных кабелей высокого напряжения. Компания предлагает широчайший спектр услуг по разработке концепции, производству и внедрению оборудования (EPCI), а также управлению инженерными проектами для секторов добычи нефти и газа и возобновляющейся энергетики.

Эстония. Норвегия > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > delfi.ee, 29 ноября 2017 > № 2447264


Норвегия. Франция > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 ноября 2017 > № 2402492

Statoil купит доли участия Total в проектах Martin Linge и Garantiana за 1,45 млрд долл США.

Statoil достигла договоренностей с Total о покупке доли участия последней в 2х месторождениях на норвежском шельфе.

Об этом 27 ноября 2017 г сообщает норвежская компания.

Statoil заявила о желании купить доли участия Total в месторождении Martin Linge и в месторождении Garantiana.

Таким образом, после сделки компания нарастит свою долю участия Martin Linge с 19% до 70%, купив долю участия 51%.

В месторождении Garantiana компания намерена приобрести 40%.

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

В общей сложности Statoil готова заплатить Total 1,45 млрд долл США.

Завершение сделки ожидается в 2018 г после получения одобрения соответствующих регулирующих органов.

Между тем, проект Martin Linge отличается инновационными решениями, способствующими повышению безопасности и сокращению выбросов, что отвечает нашей стратегии.

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

Месторождение Мартин Линге открыто еще в 1978 г.

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

Оператором проекта до завершения сделки со Statoil является Total E&P Norge (51%), в разработке месторождения участвуют также компании Petoro (30%) и Statoil (19%).

Ожидаемый период эксплуатации охватывает 2030 г.

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, 27 ноября 2017 > № 2402492


Норвегия. Франция. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 27 ноября 2017 > № 2402455

Statoil хочет купить доли Total в двух месторождениях на норвежском шельфе.

Компания надеется получить синергетический эффект от покупки добывающих активов, принадлежащих Total.

Норвежскую Statoil интересуют доли французской Total в месторождении Martin Linge в размере 51% и в месторождении Garantiana в размере 40%. В Martin Linge компания с помощью покупки доли сможет увеличить свое участие с 19% до 70%.

Стоимость сделки оценивается в $1,45 млрд. Завершение сделки по покупке долей обоих месторождений ожидается в 2018 году после получения одобрения соответствующих регулирующих органов.

«Данная сделка позволит добавить в наш портфель на норвежском континентальном шельфе активы, способствующие повышению конкурентоспособности. Проект Martin Linge отличается инновационными решениями, способствующими повышению безопасности и сокращению выбросов, что отвечает нашей стратегии. Учитывая опыт работы Statoil и существующие контракты, мы можем реализовать дополнительные возможности и обеспечить синергию от этих активов», – приводятся в пресс-релизе слова исполнительного вице-президента Statoil по разработке и добычи в Норвегии Арне Сигве Нилунда (Arne Sigve Nylund).

Нефтегазовое месторождение Martin Linge расположено в Северном море примерно в 180 километрах к западу от норвежского города Берген. Оператором проекта до завершения сделки со Statoil является Total E&P Norge (51%), в разработке месторождения участвуют также компании Petoro (30%) и Statoil (19%). Потенциал извлекаемых ресурсов превышает 300 млн баррелей нефтяного эквивалента. Ожидаемый период эксплуатации охватывает 2030-е года.

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

Statoil более 30 лет разрабатывает углеводороды на норвежском континентальном шельфе и является пионером в сфере реализации морских проектов в суровых климатических условиях. Крупнейшим акционером Statoil является Норвегия. Total – французская компания, один из крупнейших нефтедобытчиков в Европе.

Норвегия. Франция. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 27 ноября 2017 > № 2402455


Норвегия > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 27 ноября 2017 > № 2402022

Statoil покупает активы Total на норвежском шельфе

Норвежская нефтедобывающая компания Statoil ASA достигла соглашения о приобретении активов на шельфе Норвегии у французской Total SA за 1,45 млрд долл., говорится в пресс-релизе компании.

Сделка предполагает приобретение 51%-ной доли в месторождении Martin Linge, извлекаемые запасы которого составляют более 300 млн барр. нефтяного эквивалента (после чего доля компании вырастет до 70%), и 40%-ной доли в месторождении Garantiana (оценка запасов – 50-70 млн барр. н.э.).

Ожидается, что добыча на Martin Linge начнется в первой половине 2019 года. Работы по подготовке к добыче на Garantiana еще не начались.

Предполагается, что сделка будет закрыта в 2018 году.

Акции Statoil в ходе торгов в понедельник дорожают на 0,8%, цена бумаг Total поднимается на 0,1%.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 27 ноября 2017 > № 2402022


Норвегия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 22 ноября 2017 > № 2400847

Распродажа на $35 млрд: Суверенный фонд Норвегии избавляется от акций нефтегазовых гигантов

Варвара Перцова

Корреспондент Forbes

Решение о распродаже нефтегазовых активов Суверенного фонда Норвегии говорит о том, что консервативный подход к инвестированию в акции крупнейших энергетических компаний больше не представляется привлекательным

Суверенный фонд Норвегии, активы которого превышают $1 трлн, отказывается от вложений в нефтегазовый сектор и выставляет на продажу свои акции нефтегазовых компаний мира совокупной стоимостью более $35 млрд. Более $20 млрд долларов из этого объема — ценные бумаги таких флагманов нефтегазового бизнеса, как Eni SpA, PetroChina, Total, Shell и «Газпром». Если продажа будет одобрена норвежским Министерством финансов, на рынке окажутся миллионы акций нефтегазовых гигантов. Министерство финансов Норвегии заявило, что изучит план и примет решение в самое ближайшее время — «осенью 2018 года».

По подсчетам фонда прибыль от нефтегазового сектора существенно падает из-за того, что дешевеют углеводороды. Сейчас на нефтегазовые активы в норвежском фонде приходится 6% инвестиций (или порядка $37 млрд). Среди прочего это пакеты российских компаний — это «Газпром», «Сургутнефтегаз», «Новатэк», «Лукойл», «Газпром нефть» и «Башнефть».

Норвегия намерена сделать свою экономику «менее уязвимой» и подверженной колебаниям цен на нефть. Кроме того, суверенный фонд получит возможность вложить капитал в возобновляемые источники энергии и различные инфраструктурные проекты.

Сигнал для инвестиционного сообщества

Сам факт того, что Банк Норвегии рекомендовал исключить акции нефтегазовых компаний из портфеля Норвежского суверенного инвестиционного фонда имеет огромное значение для всех стран, экономики которых зависят от нефтегазового сектора, рассказал Forbes руководитель Asset Management Clu­b НИУ ВШЭ, финансовый аналитик нефтяной компа­нии «Мангазея» Сергей Пигарев. По его мнению, для России — экспортера углеводородов №1 в мире, влияние будет достаточно значительным.

«В краткосрочной перспективе решение фонда и соответствующая распродажа активов вызовет снижение котировок акций компаний нефтегазового сектора, бумаги которых находятся в его портфеле. В том числе под давлением окажутся акции «Газпрома», — отметил эксперт.

Если акции нефтегазовых компаний пойдут вниз, а фокус инвестиционной активности сместится на ВИЭ, то нефтяная отрасль так и не сможет восстановить докризисные объемы инвестиций в разведку и освоение новых месторождений, полагает генеральный директор УК «Спутник — Управление капиталом» Александр Лосев: это создает предпосылки для некоторого дефицита сырой нефти на рынке в ближайшие несколько лет

На цену нефти решение повлиять не должно, подчеркивает Сергей Пигарев: «Спрос растет и, если решение об ограничении добычи «ОПЕК+» будет действовать весь следующий год, котировки могут остаться вблизи текущих уровней».

Как объяснил Forbes Артем Малов, старший аналитик Энергетического центра бизнес-школы «Сколково», для России, впрочем, как и для других стран, решение норвежского суверенного фонда может означать, что консервативный подход к инвестированию в акции крупнейших энергетических компаний больше не представляется привлекательным. Возможно, еще одна важная причина также кроется в высокой волатильности мировых цен на нефть и фонд хочет перераспределить свои активы в более перспективные направления. Однако, по мнению Малова, решение о продаже акций на фоне дорожающей нефти выглядит несвоевременным.

Фондовый рынок и цены на нефть

Рынок акций уже отреагировал на данное заявление, отмечает Малов: акции компаний Shell, ENI и BP упали в среднем на 1,5%, но, скорее всего, это краткосрочный эффект. Акции же российских нефтегазовых компаний пока показывают осторожный рост вслед за ценой на нефть: «Акции «Газпрома» также показывают растущий тренд и в краткосрочной перспективе проблем для российского рынка не предвидится. Возможно, норвежский фонд будет постепенно распродавать акции и эффект от их продажи будет сглажен».

Однако, по словам Пигарева, в долгосрочной перспективе для нефтегазового сектора ситуация выглядит достаточно мрачно. Норвежский фонд не первый рассматривает возможность отказа от инвестиций в ископаемое топливо (нефть, газ и уголь). От инвестиций в углеводороды отказываются крупные банки и правительства стран, однако пока это были единичные случаи.

Вероятно, решение Норвегии, если таковое будет принято, способно вызвать «цепную реакцию»: «Постепенно все больше компаний и правительств будут отказываться не только от инвестиций в сектор углеводородов, но и от использования ископаемого топлива (в том числе двигателей внутреннего сгорания). Огромные средства, высвобождаемые при отказе от инвестиций в нефть и газ, скорее всего частично будут вложены в развитие возобновляемых источников энергии и электротранспорта, что ускорит закат эры доминирования ископаемого топлива в мировом энергобалансе».

Норвегия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 22 ноября 2017 > № 2400847


Норвегия. Аргентина. Россия. ОПЕК > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 22 ноября 2017 > № 2398102

ОПЕК хочет увеличить количество участников Венского соглашения на 20 стран. Но страны этого не хотят.

ОПЕК ищет возможности увеличить число стран-участников венского соглашения по ограничению добычи нефти для ребалансировки мирового рынка углеводородов.

Об этом 22 ноября 2017 г сообщают иностранные СМИ со ссылкой на представителей картеля.

Известно, что на саммит в Вене, который пройдет 30 ноября 2017 г, ОПЕК пригласила еще 20 стран, которые в той или иной степени являются участниками мирового рынка углеводородов и занимаются добычей нефти.

В частности, к сотрудничеству приглашены: Норвегия, латиноамериканские страны Аргентина, Боливия, Бразилия, Колумбия, страны Африки - Бенин, Камерун, Чад, Конго, Демократическая республика Конго, Египет, Гана, Кот-д'Ивуар, Нигер, Мавритания, ЮАР, а также Индонезия, которая приостановила свое членство в ОПЕК в 2016 г, когда принималось решение о сделке, и страны СНГ - Таджикистан, Туркмения и Узбекистан.

Между тем, Камерун, Нигер и Колумбия отказались от участия во встрече, а Египет и Бразилия, которая имеет планы по существенному наращиванию нефтедобычи, заявили, что не будут присоединяться к сделке.

А вот Туркменистан и Узбекистан пообещали присутствовать на встрече, однако относительно планов по сокращению добычи страны пока не анонсируют.

Напомним, страны ОПЕК и страны, не входящие в картель в конце 2016 г договорились о сокращении своей добычи нефти на 1,8 млн барр/сутки, подписав Венское соглашение.

За точку отсчета взяли данные за октябрь 2016 г.

Соглашение было заключено на 1 полугодие 2017 г с возможностью продления, что и было сделано в мае 2017 г - до 31 марта 2018 г.

Сегодня в венском соглашении принимают участие все страны ОПЕК и 11 стран, не входящих в организацию: Россия, Азербайджан, Бахрейн, Бруней, Экваториальная Гвинея, Казахстан, Мексика, Оман, Судан, Южный Судан, Малайзия.

Россия обязалась сократить добычу на 300 тыс барр/сутки с 11,247 млн барр/сутки, что собственно и делает на протяжении всего действия соглашения.

Между тем, очередная встреча в Вене 30 ноября 2017 г может стать жаркой, так как у участников соглашения нет консенсуса относительно того, нужно ли принимать решение о продлении сделки уже сейчас или лучше подождать несколько месяцев и решить ближе к окончанию соглашения - в конце 1 квартала 2018 г.

Большинство представителей стран ОПЕК готовы на продление соглашения до конца 2018 г.

Однако Россия пока не высказывает своего мнения по данному поводу, так как власти РФ ведут переговоры с российскими нефтяными компаниями.

Норвегия. Аргентина. Россия. ОПЕК > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 22 ноября 2017 > № 2398102


Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 22 ноября 2017 > № 2397165

Голиаф вновь подвел. Добыча нефти в Норвегии в октябре 2017 г оказалась на 4,5% ниже прогнозируемой.

Норвегия в октябре 2017 г увеличила добычу нефти и газового конденсата на 8% до 1,901 млн барр/сутки по сравнению с 1,761 млн барр/сутки в сентябре 2017 г.

Предварительные данные по добыче углеводородов в Норвегии Norwegian Petroleum Directorate (NPD) представил 21 ноября 2017 г.

Добыча нефти в октябре 2017 г составляла 1,54 млн барр/сутки, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) - 330 тыс барр/сутки, газового конденсата - 31 тыс барр/сутки.

По сравнению с сентябрем 2017 г среднесуточная добыча нефти в Норвегии выросла на 6,6%.

Но по сравнению с прогнозом NPD на октябрь 2017 г, предварительные итоги месяца оказались ниже на 4,5%.

Относительно октября 2016 г показатель упал на 11,1%.

Это обусловлено остановкой добывающей платформы Голиаф (Goliat), работающей на одноименном месторождении в Баренцевом море.

Платформа Голиаф, добывающая около 100 тыс барр/сутки была остановлена на техобслуживание с 6 сентября 2017 г по 3 октября 2017 г.

Но уже 5 октября 2017 г работа платформы вновь остановилась по решению норвежских властей.

В ходе очередной проверки было выявлено наличие повышенного риска возгорания на борту платформы.

Eni, являющаяся оператором месторождения, до сих пор не смогла выполнить требования, предъявленные Управлением по безопасности нефтегазовой промышленности Норвегии.

Напомним, что добыча нефти на месторождении Голиаф была начата весной 2016 г, однако останавливалась по меньшей мере 7 раз из-за многочисленных неполадок и несоблюдения требований безопасности.

Помимо проблем с Голиафом, на динамику добычи нефти в Норвегии в октябре 2017 г повлияли неблагоприятные погодные условия, затруднявшие загрузку нефти в плавучее хранилище с месторождения Джина Крог (Gina Krog) в Северном море.

Продажи природного газа в октябре 2017 г выросли на 0,1 млрд м3 по сравнению с октябрем 2016 г, до 10,9 млрд м3.

По сравнению с сентябрем 2017 г добыча газа в Норвегии выросла на 1,3 млрд м3.

С января по октябрь 2017 г Норвегия поставила за рубеж 102,1 млрд м3 газа, что на 7% больше, чем за тот же период 2016 г.

За 10 месяцев 2017 г в Норвегии также было добыто 18,2 млн м3 газового конденсата в нефтяном эквиваленте и 488 млн барр нефти.

Норвегия является крупнейшей нефтегазодобывающей страной в Европе.

Согласно информации ЕК, на нефтегазовый сектор приходится около 22% ВВП страны и 67% экспорта.

По данным BP, доля Норвегии на мировом нефтяном рынке составляет 2%.

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

Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 22 ноября 2017 > № 2397165


Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 21 ноября 2017 > № 2395195

Норвегия увеличила добычу жидких углеводородов на 8%.

В сентябре объем добычи жидких углеводородов в стране в сентябре составил 1,76 млн б/с.

Добыча жидких углеводородов в Норвегии в октябре выросла на 8,01% по сравнению с сентябрем 2017 года и составила 1,901 млн б/с – таковы предварительные данные Норвежского нефтяного директората (Norwegian Petroleum Directorate, NPD).

В сентябре объем добычи жидких углеводородов в стране в сентябре составил 1,76 млн б/с.

Средний дневной объем добычи нефти в Норвегии в октябре составил 1,54 млн б/с,, это на 4,5% ниже прогноза NPD. Объем добычи широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) составил 330 тыс. б/с, конденсата – 31 тыс. б/с.

По данным BP, доля Норвегии на мировом нефтяном рынке составляет 2%, это крупнейшая нефтегазодобывающая страна Европы, на 20% покрывающая потребности ЕС в газе.

Добавим, на прошлой неделе появилась информация, что Суверенный фонд Норвегии выставит на продажу свои акции нефтегазовых компаний на общую сумму $35 млрд, из которых $20 млрд – ценные бумаги таких гигантов, как Eni SpA, PetroChina и «Газпром». Таким образом страна пытается уйти от колебаний нефтяных цен. Возмоно, что высвободившие средства будут вложены в развитие возобновляемой энергетики. Впрочем, даже если продажа будет одобрена норвежским министерством финансов, эксперты не сомневаются, что «рынок поглотит все».

Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 21 ноября 2017 > № 2395195


Норвегия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки. Экология > neftegaz.ru, 17 ноября 2017 > № 2390176

Экологи ни при чем? Центробанк Норвегии предлагает Государственному пенсионному фонду отказаться от инвестиций в нефть и газ.

Norges Bank Investment Management (NBIM), управляющая Государственным пенсионным фондом Норвегии Government Pension Fund Global (GPFG), предложила Минфину страны отказаться от вложений в бумаги нефтегазовых компаний.

Об этом стало известно 16 ноября 2017 г из письма, направленного NBIM в Минфин Норвегии.

NBIM считает, что целесообразно будет исключить акции нефтегазовых компаний из индекса GPFG.

Таким образом Норвегия сможет обезопаситься от рисков, связанных с возможным падением цен на нефть и газ.

Кроме того, по мнению NBIM, нет смысла инвестировать в нефтегазовые активы за рубежом, а вполне достаточно доходов, которые фонд получает от доли в Statoil.

NBIM подчеркивает, что такая рекомендация связана исключительно с текущими финансовыми соображениями.

Прогноз относительно будущих цен на энергоносители или перспектив нефтегазовых компаний NBIM не делает.

Не исключено, что NBIM руководствуется и экологическими соображениями.

Так, в 2015 г GPFG по экологическим соображениям отказался от инвестиций в угольную промышленность.

Фонд продал бумаги компаний, которые получают более 30% своей выручки от производства угля и у которых уголь составляет более 30% от объема производимой продукции.

Летом 2017 г прошла волна критики, касающаяся планов Норвегии по активному освоению нефтегазовых ресурсов на шельфе Баренцева моря.

Экологи тогда подсчитали, что добыча нефти Норвегией в следующие 50 лет может стать причиной выбросов 12 гигатонн углерода, а это ставит под угрозу выполнение Парижского соглашения по борьбе с глобальными изменениями климата.

Не остались в стороне и представители Гринпис, организовавшие акцию протеста у полупогружной буровой установки (ППБУ) Songa Enabler, ведущей бурение для Statoil в Баренцевом море.

Но потом волна паники понемногу улеглась.

В любом случае, предложение NBIM Минфин Норвегии рассмотрит, но окончательное решение министерство примет не раньше осени 2018 г.

На данный момент инвестиции GPFG (т.н нефтяного фонда), в нефтегазовый сектор составляют около 35 млрд долл США.

Это составляет около 6% инвестиций GPFG.

5,36 млрд долл США составляют инвестиции в акции Shell, 3,1 млрд долл США - ExxonMobil, по 2 млрд долл США - в Chevron, BP и Total.

Общий объем активов под управлением фонда превышает 1 трлн долл США, ему принадлежит около 1,5% всех акций в мире.

65,1% всех средств фонда были вложены в акции, 32,4% - в облигации, а оставшиеся 2,5% - в недвижимость.

По итогам 1го полугодия 2017 г GPFG увеличил стоимость своих активов на 63 млрд долл США.

Норвегия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки. Экология > neftegaz.ru, 17 ноября 2017 > № 2390176


Германия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 17 ноября 2017 > № 2390169

Они уходят... VNG, вслед за другими энергосбытовыми компаниями, продает активы на норвежском шельфе.

Verbundnetz Gas AG (VNG) планирует продать контрольный пакет акций в норвежской VNG Norge.

Об этом западные СМИ сообщили 17 ноября 2017 г.

VNG станет последней энергосбытовой компанией, которая выходит из активов на континентальном шельфе Норвегии.

Ранее свои активы на шельфе Норвегии продали такие энергетические компании, как французская Engie и британская Centrica.

Теперь их примеру последовала и немецкая VNG.

Шельфовые проекты для энергокомпаний являются непрофильными, но при этом они требуют очень больших инвестиций.

VNG продает 51%-ую долю участия в своем норвежском и датском портфелях активов.

В частности, VNG выйдет из проекта по разведке месторождения газа Fenja в Норвежском море.

Месторождение Fenja расположено на лицензионном участке PL 586.

Ранее месторождение носило имя носило имя Pil og Bue (стрела и лук).

Извлекаемые запасы месторождения Pil составляют 7,5-14,9 млн т нефти и газового конденсата, а также 3,7-5,9 млрд м3 газа.

Ресурсы Bue оцениваются в 1,5-2,6 млн т нефти и газового конденсата.

Затраты на разработку месторождения составят 1,4 млрд долл США.

Всего VNG Norge владеет 42 лицензиями на континентальном шельфе Норвегии, из них 6 - в качестве оператора.

Добыча нефти составляет около 4,5 тыс барр/сутки.

Продажа норвежских и датских активов VNG может принести компании до 500 млн долл США.

Для реализации сделки VNG привлекла инвестбанк Citi.

В числе возможных покупателей на VNG Norge называются Point Resources, принадлежащая норвежской инвесткомпании HitecVision, DEA Deutsche Erdoel AG (DEA), входящая в LetterOne (L1) М. Фридмана, а также некоторые британские компании.

Германия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 17 ноября 2017 > № 2390169


Норвегия. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 ноября 2017 > № 2388651

Раньше срока. Добыча нефти на месторождении Maria в Норвежском море начнется в декабре 2017 г.

Норвежский нефтяной директорат (Norwegian Petroleum Directorate, NPD) дал разрешение на запуск месторождения Maria.

Как сообщает 16 ноября 2017 г NPD, разрешение на ввод было дано раньше на 1 год, чем было запланировано изначально.

Месторождение Maria расположено примерно в 20 км восточнее от месторождения Kristin и примерно в 45 км южнее от месторождения Heidrun в области Хальтенбанкен в Норвежском море.

Добыча на месторождении начнется в декабре 2017 г, что на 10 месяцев раньше плана, который предполагал старт только в 4 квартале 2018 г.

Разработка проекта обошлась дешевле, чем ожидалось - примерно в 1,5 млрд долл США вместо 1,9 млрд долл США.

В директорате отметили, что довольны ходом разработки данного месторождения.

Напомним, 4 сентября 2015 г Wintershall, Petoro и Centrica получили разрешение на проведение работ на месторождении Maria в Норвежском море.

Добываемые запасы месторождения оцениваются примерно в 180 млн барр нэ.

Wintershall Norge - оператор производства - имеет долевое участие в 50%.

Другими участниками проекта являются Petoro (30%) и Centrica Resources (Norge) (20%).

В 2016 г Wintershall Norge заключила контракт на 4 года с Halliburton Norge, которая будет оказывать сервисные услуги в рамках буровых работ, которые Wintershall выполняет на месторождении Маria.

С 2017 г Halliburton будет оказывать сервисные услуги при бурении 6 эксплуатационных скважин на месторождении Maria в районе подводных комплексов добычи, установленных на морском дне на глубине примерно 300 м в области банки Хальтен в Норвежском море.

Утвержденный план разработки месторождения предусматривает подключение 2х подводных добывающих комплексов по морскому дну к эксплуатационным платформам Kristin, Heidrun и Asgard B.

Норвегия. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 ноября 2017 > № 2388651


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 ноября 2017 > № 2381721

Valemon на связи. Statoil запустила 1-ую в своей истории безлюдную платформу.

Statoil открыла диспетчерскую, которая будет обеспечивать дистанционное управление безлюдной добывающей платформой Valemon (Вальмон).

Об этом Statoil сообщила 9 ноября 2017 г.

Диспетчерская расположена в пригороде Сандсли г Бергена на западе Норвегии.

Платформа Valemon установлена в Северном море в 160 км к западу от г Бергена.

Для Statoil запуск полностью дистанционно управляемой добывающей платформы - новый этап технологического развития.

В Норвегии ранее подобных проектов не было, хотя подобный опыт широко используется в других регионах, в частности, на датском и голландском участках шельфа.

У компании в активе есть системы наземного наблюдения и контроля шельфовых операций, однако полностью дистанционное управление платформой реализовано впервые.

Оборудование для дистанционного управления технологическими процессами на платформе Valemon установила Honeywell.

Если пилотный проект окажется успешным и система докажет свою надежность в условиях Северного моря, Statoil распространит эту технологию на другие свои малые и средние платформы.

Внедрение дистанционного управления на крупных платформах, как Aasta Hansteen или Johan Sverdrup, не предполагается.

Это слишком большие и сложные установки, чтобы на них можно было обойтись без высококвалифицированного обслуживающего персонала.

Но даже перевод в безлюдный режим малых и средних платформ позволит Statoil существенно снизить производственные расходы.

Тем более, что затраты на подводную добычу за последние 10 лет утроились.

Газоконденсатное месторождение Valemon было в 1985 г, а запущено в январе 2015 г.

Это 1 из крупнейших неосвоенных месторождений газового конденсата в Северном море.

Запасы месторождения оцениваются в 192 млн бнэ.

Глубина моря в этом районе достигает 135 м.

Платформа Valemon обслуживает 10 добывающих скважин.

Инвестиции в проект разработки месторождения Valemon составляют 2,9 млрд долл США ( 22,6 млрд норвежских крон).

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 ноября 2017 > № 2381721


Норвегия. Греция. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт. Внешэкономсвязи, политика > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380865

Суд по делу о разрушении причала в порту Приморск танкером Delta Pioneer отложен из-за сомнений в беспристрастности судьи.

Судебное заседание в Арбитражном суде г Санкт-Петербурга и Ленинградской области по делу о навале танкера Delta Pioneer на причал в порту Приморск было отложено до 28 ноября 2017 г.

Об этом стало известно 8 ноября 2017 г.

Причина переноса судебного заседания - отвод судье Н. Корж, который был подан со стороны 1го из ответчиков по делу - компании-оператора судна Delta Tankers.

В отводе указывается, что 26 октября 2017 г судья Н. Корж без вызова сторон определила отказать в приобщении к материалам дела заключения авторитетного специалиста по морскому праву Фалилева П.А., соавтора комментария к Кодексу торгового мореплавания, в котором говорилось о том, что у истца отсутствует такое право залога, в рамках которого он вправе предъявлять требование об обращении взыскания на предмет залога, в то время как именно такое требование заявлено истцом.

Поскольку определение об отказе в приобщении заключения вынесено без вызова сторон, мнение других лиц, участвующих в деле, в том числе компании Delta Tankers, не заслушивалось.

В компании считают, что тем самым было нарушено их право на справедливое судебное разбирательство, что позволяет им сомневаться в беспристрастности судьи.

Также, по информации от ответчиков, без вызова сторон 26 октября 2017 г судья Н. Корж отказала компании Statoil о вступлении в дело в качестве 3го лица.

Statoil является собственником 99 970,797 т нефти марки URALS (REBCO) CRUDE OIL, находящейся на борту танкера Delta Pioneer.

В Statoil посчитали, что решения по спору между Delta Tankers и Транснефтью затронут интересы компании.

Будет ли Statoil обжаловать данное решение суда пока неизвестно.

Напомним, в порту Приморск 20 ноября 2016 г при швартовке танкера Delta Pioneer (флаг Греции) к причалу №1 произошла несанкционированная отдача буксирного троса с лебедки буксира РН Посейдон (буксир от компании Роснефтефлот).

По данным Государственного морского спасательно-координационного центра Росморречфлота России, в результате этого танкер кормой навалило на пал №6 причала №1.

В результате были повреждены 2 секции переходной эстакады причала.

В декабре 2016 г Транснефть подала иск к Delta Tankers в Арбитражный суд г Санкт-Петербурга.

Компания намерена взыскать 3,379 млрд рублей за разрушение причала.

Норвегия. Греция. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт. Внешэкономсвязи, политика > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380865


Норвегия. Швеция. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380860

Перевод со шведского на норвежский. Statoil переводит свою долю участия в Харьягинском СРП на норвежскую дочку.

Statoil перевела 30%-ную долю участия в Харьягинском соглашении о разделе продукции (СРП) от шведской дочки Статойл Свериге Харьяга А.Б. норвежской Статойл Харьяга АС.

Об этом стало известно 8 ноября 2017 г из материалов правительства РФ.

Согласно распоряжению правительства, министру энергетики РФ А. Новаку поручено подписать от имени правительства РФ дополнение к СРП, предусматривающее передачу шведской компанией с ограниченной ответственностью Статойл Свериге Харьяга АБ норвежской компании с ограниченной ответственностью Статойл Харьяга АС 30% всех прав и обязательств инвестора по указанному соглашению.

Харьягинское СРП создано для разработки объектов 2 и 3 Харьягинского нефтяного месторождения на территории Ненецкого автономного округа (НАО).

Соглашение вступило в силу 1 января 1999 г со сроком действия 20 лет и правом продления на тех же условиях еще на 13 лет.

Участниками СРП являются Зарубежнефть (20%), Зарубежнефть-добыча Харьяга (оператор проекта, 20%), Статойл Свериге Харьяга А.Б. (30%), Тоталь Разведка Разработка Россия (20%) и Ненецкая нефтяная компания (10%).

В августе 2016 г Тоталь Разведка Разработка Россия передала функции оператора СРП Зарубежнефть-добыча Харьяга.

Харьягинское месторождение уже перешло в позднюю стадию разработки.

По итогам доразведки запасы месторождения были снижены со 125 млн т до 29 млн т.

С 1999 г накопленная добыча по проекту достигла 17,4 млн т нефти.

В настоящее время объем добычи составляет 1,5 млн т/год.

Общие поступления от Харьгинского СРП в бюджетную систему РФ с 1999 г превысили 3 млрд долл США.

Норвегия. Швеция. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380860


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 ноября 2017 > № 2379898

Statoil переоформляет долю в Харьягинском СРП на норвежскую «дочку».

Допсоглашение подпишет глава Минэнерго РФ.

Правительство РФ поручило министру энергетики РФ Александру Новаку подписать дополнение к соглашению о разделе продукции (СРП) на Харьягинском месторождении в Ненецком автономном округе. Дополнение предусматривает передачу шведской компанией «Статойл Свериге Харьяга А.Б.» норвежской компании «Статойл Харьяга АС» 30% доли в СРП. В августе 2016 года компания «Тоталь Разведка Разработка Россия» передала функции оператора СРП компании «Зарубежнефть-добыча Харьяга».

Харьягинское СРП – один из трех действующих в России проектов, реализуемых на основе соглашения о разделе продукции. Это соглашение вступило в силу в январе 1999 года. Его сторонами являются государство в лице Министерства энергетики РФ, а также администрация НАО и инвесторы. С первого августа 2016 года доли участников распределились следующим образом: «Зарубежнефть» – 20%, «Зарубежнефть-добыча Харьяга» (оператор) – 20%, «Статойл Свериге Харьяга А.Б.» – 30%, «Тоталь РРР» – 20% и «Ненецкая нефтяная компания» – 10%.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 ноября 2017 > № 2379898


Норвегия. Франция > Нефть, газ, уголь. Химпром. Экология > neftegaz.ru, 8 ноября 2017 > № 2380538

Азот поможет. DNV GL предложила французскому газотранспортному оператору GRTgaz экологичное решение по обслуживанию трубопроводов.

DNV GL одержала победу в конкурсе, организованном оператором газотранспортной системы (ГТС) Франции GRTgaz по выбору решений для оптимизации обслуживания газопроводов.

Об этом DNV GL сообщила 8 ноября 2017 г.

Франция после выборов 2017 г усилила свою экологическую политику.

Этому способствовало назначение на должность министра экологии Франции Н. Юло, ранее являвшегося экологическим активистом.

Одной из его инициатив стала разработка закона о прекращении выдачи лицензий на разведку месторождений нефти и газа во Франции.

А к 2040 г Франция может запретить добычу нефти и газа на своей территории, включая шельфовые участки недр.

Во Франции выбросы метана составляют более 2000 кт, причем основная часть выбросов приходится на сельское хозяйство и сектор переработки отходов - более 90% выбросов, связанных с деятельностью человека.

Для сравнения, на долю GRTgaz приходится менее 1% (20 тыс т) выбросов метана, но компания озаботилась уменьшением своего влияния на экологию.

На протяжении многих лет GRTgaz внедряет и тестирует инновационные методы сокращения парниковых газов и выбросов.

GRTgaz в течение года сталкивается с целым рядом проблем, потребовавших выбора инновационных концепций для оптимизации деятельности по обслуживанию ГТС.

DNV GL представила решение, позволяющее сократить выбросы углерода, связанные с деятельностью GRTgaz по обслуживанию трубопроводов.

Конкретная цель этой инновационной задачи, которая является частью программы Open Innovation от GRTgaz, заключалась в том, чтобы предоставить решение для снижения экологического ущерба от деятельности по обслуживанию ГТС.

В частности речь идет об удалении газа из участков трубопровода без сжигания или стравливания.

Решение, предложенное DNV GL, предусматривает продувку газопровода азотом в качестве метода удаления газа.

Это решение дополнит существующие методы, применяемые GRTgaz, такие как наддув, вентиляция или сжигание.

Удаление газа осуществляется следующим образом.

На 1 стороне газопровода осуществляется закачка азота, что приводит к вытеснению природного газа в следующий сегмент трубопровода.

При обнаружении избыточного азота с помощью системы измерения качества газа, трубопровод, подлежащий очистке, блокируется.

Затем азот в трубопроводе выводится в атмосферу.

Продувка азотом может свести к минимуму выбросы метана и прямые выбросы СО2 безопасным и экономичным способом по сравнению с существующими методами.

Также решение от DNV GL сравнительно просто в развертывании и обслуживании, а также характеризуется меньшим уровнем шума.

Опция продувки азотом будет добавлена к существующему инструментарию DNV GL, применяемого в рамках решения Pipeline Evacuation Technology Selector (PETS).

Этот механизм основан на комплексном подходе к очистке трубопроводов, включая информацию о выбросах парниковых газов, эксплуатационных расходах и сложности настройки.

Чтобы успешно применить новый метод, DNV GL предоставит четкие рекомендации по безопасной и эффективной реализации процесса продувки азотом, а также предоставит инструмент поддержки принятия решений, чтобы помочь выбрать наилучший метод, применяемый в конкретных условиях процесса.

Норвегия. Франция > Нефть, газ, уголь. Химпром. Экология > neftegaz.ru, 8 ноября 2017 > № 2380538


Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 7 ноября 2017 > № 2379277

Норвегия заняла четверть газового рынка ЕС

Норвегия за прошедший газовый год (начинается в октябре) экспортировала в Европу рекордный объем газа – 123 млрд куб. м, сообщил старший вице-президент по маркетингу и трейдингу Statoil Тор Мартин Анфинсен (Tor Martin Anfinnsen) в ходе European Autumn Gas Conference.

"Мы видим более высокий спрос в Европе по самым разным причинам", – сказал он. Топ-менеджер Statoil отметил, что таким образом Норвегия заняла 25% в объеме потребления газа Европой.

В беседе с "Интерфаксом" он сообщил, что Statoil продает СПГ с норвежского проекта Snohvit.

Так, по словам М.Анфинсена, 5,5 млрд куб. м газа было экспортировано в виде СПГ, из них доля Statoil составила 8%. Он добавил, что компания закупает СПГ у третьих сторон, но больше для оптимизации портфеля – менее половины объема, получаемого с месторождения. В следующем году объемы останутся на том же уровне.

Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 7 ноября 2017 > № 2379277


Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 ноября 2017 > № 2377170

Норвегия заняла 25% долю газового рынка Европы и намерена нарастить свое присутствие в ближайшей перспективе.

За прошедший год, в рамках которого европейские страны ведут закупку природного газа, Норвегия поставила на рынок ЕС рекордные объемы газа.

Об этом 6 ноября 2017 г рассказал старший вице-президент по маркетингу и трейдингу Statoil Т. Анфинсен (T. Anfinnsen) в ходе European Autumn Gas Conference.

По информации Statoil, Норвегия заняла 25% в объеме потребления газа Европой.

Компания за прошедший газовый год (начинается в октябре) экспортировала в Европу 123 млрд м3 газа.

Из общего объема газа, компания экспортировала 5,5 млрд м3 сжиженного природного газа (СПГ).

В процентном соотношении это составило 8%.

Statoil сама почти не производит СПГ, а закупает его у других компаний.

Трубопроводный газ компания поставляет с месторождения Snohvit.

Норвегия является крупнейшим нефтедобытчиком в Европе.

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

Практически весь экспорт газа идет в страны ЕС.

По данным за 2016 г, Норвегия покрывала более 20% газовых потребностей Евросоюза.

Пробовать норвежский трубопроводный газ хотят так же Польша и Украина.

Норвегия. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 ноября 2017 > № 2377170


Норвегия. Франция > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 3 ноября 2017 > № 2375767

Повышена оценка запасов норвежского шельфового месторождения «Кара».

Месторождение «Кара» стало вторым крупнейшим месторождением Норвегии в Северном море.

Извлекаемые запасы месторождения «Кара», открытого компаний Engie E&P Norge на шельфе Северного моря в 2016 году, составляют от 56 до 94 млн баррелей нефтяного эквивалента. Оценки были повышены с первоначальных 20-70 млн баррелей после сбора и изучения новых данных, сообщила компания.

«Кара» стало вторым крупнейшим месторождением, обнаруженным на североморском шельфе Норвегии в 2016 году. Начало добычи запланировано на 2020-2021 годы. По словам представительницы компании Сири Лунде, «новые оценки значительно повышают экономическую привлекательность проекта разработки месторождения».

Engie E&P Norge – норвежская дочка французской Engie (бывшая GDF Suez), которой принадлежит 70-процентная доля в компании. Еще 30% владеет Китайская инвестиционная корпорация. В декабре прошлого года DEA Norge подконтрольная российскому бизнесмену Михаилу Фридману приобрела у Engie E&P Norge доли в пяти североморских месторождениях углеводородов. Сумма сделки, одобренной норвежскими властями, по соглашению сторон не называлась.

Норвегия. Франция > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 3 ноября 2017 > № 2375767


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375678

Норвежцы в деле. Севзапнедра подвели итоги аукциона на 4 углеводородных участка недр в республике Коми.

В республике Коми подведены итоги аукционов на 3 углеводородных участка недр. 2 из них получила компания, контролируемая норвежской Araca Energy.

Департамент по недропользованию по Северо-Западному федеральному округу сообщил о результатах открытых аукционов 3 ноября 2017 г.

Всего на аукцион было выставлено 4 участка недр - Айювинский, Восточно-Седъельский, Средне-Седъельский и Сунаельский.

Аукционы на Айювинский и Восточно-Седъельский участки недр выиграла Геотехнология, дочка Araca Energy.

Айювинский участок недр расположен в 55 км севернее г Сосногорск, ближайший населенный пункт - пос Керки.

Площадь участка недр составляет 715,5 км2.

Извлекаемые локализованные ресурсы нефти по категории DЛ составляют 0,3 млн т, перспективные ресурсы нефти по категории D1 - 0,2 млн т и газа по категории D1 - 0,6 млрд м3.

По итогам торгов Геотехнология получила право геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на Айювинскиом участке недр.

Разовый платеж составил 1,17 млн руб.

Срок действия лицензии - 25 лет.

Восточно-Седъельский участок недр находится на территории Ухтинского и Ижемского районов республики Коми.

Площадь участка составляет 157,8 км2, запасы нефти по категории Д1 оцениваются в 1,6 млн т.

Компания получила право на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья на Восточно-Седъельском участке недр.

Разовый платеж оказался чуть выше - 1,32 млн руб.

Лицензия также будет выдана на 25 лет.

Геотехнология владеет лицензиями на разведку и добычу на 80 месторождениях в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на территории республики Коми.

Помимо Геотехнологии, у Araca Energy есть еще 1 актив в республике Коми - компания Тимана, владеющая лицензиями на разведку и добычу на Среднеседьельском, Западно-Ухтинском, Нижнечутинском и др месторождениях.

Кроме того, у компании есть лицензии в Дагестане - на разведочные блоки Изербаш и Сулак в Каспийском море.

Araca Energy приобрела 27,5% акций Тимана в 2015 г с возможностью увеличения своей доли до 63,4%.

В 2016 г Araca Energy приобрела еще 2 российские компании - Геопромнефть и Петрарко.

Петрарко занимается добычей газа, нефти и газового конденсата, переработкой углеводородного сырья, реализацией готовой продукции.

Компании принадлежат лицензии на 7 участков недр в Оренбургской области.

Геопромнефть обладает запасами в размере 11,9 млн т нефти по категории C1+C2 на Клинцевском месторождении в Саратовской области, открытом в 2013 г.

Аукцион на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на Средне-Седъельском участке недр выиграла Кулебра Петролеум Инвест, зарегистрированная в июле 2016 г.

Компания на 100% принадлежит частному лицу - А. Зубову.

Компания предложила за Средне-Седъельский участок недр разовый платеж в размере 560 тыс руб.

Лицензия будет выдана на 25 лет.

Средне-Седъельский участок недр находится в 45 км от г Ухта (ближайшие населенные пункты - пос Седью, Кэмдин, Лайково).

Площадь участка недр составляет 506,9 км2.

На 1 января 2016 г по Средне-Седъельскому участку недр запасы и перспективные ресурсы не учитывались.

Извлекаемые перспективные ресурсы нефти оценены по категории D1 оцениваются в 0,4 млн т, ресурсы газа по категории D1 - 0,5 млрд м3.

Еще 1 аукцион - на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья на Сунаельском участке недр - признан несостоявшимся в связи с отсутствием заявок.

Сунаельский участок недр расположен в 90 км от г Печора.

Площадь участка составляет 99,5 км2.

На 1 января 2016 г по участку недр учитывались извлекаемые запасы нефти по категории С1 в размере 0,51 млн т.

Перспективные ресурсы нефти по категории D1 оценены в 0,3 млн т.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375678


Иран. Норвегия > Нефть, газ, уголь > iran.ru, 2 ноября 2017 > № 2384380

Норвегия и Иран подписали МОВ о сотрудничестве на месторождениях Каспийского моря

Национальная иранская нефтяная компания (NIOC) и Норвежская исследовательская группа (ORG) подписали Меморандум о взаимопонимании относительно сотрудничества в проведении исследований для развития месторождения Сардар-е-Джангал и поисковых блоков 24, 26 и 29 в Каспийском море.

Меморандум о взаимопонимании был подписан во вторник в Тегеране Мохсеном Делавизом, управляющим директор разведывательно-производственной компании "Хазар" (KEPCO) - дочерней компании NIOC- и исполнительным директором ORG, Юстином Каре Кьерстадом, сообщает Tehran Times со ссылкой на сайт NIOC.

В 2002 году Иран открыл газовое месторождение на глубине 700 метров у берегов северной иранской провинции Гилян в Каспийском море и назвал его Сардар-е-Джангал. Поле содержит общий доказанный запас около 50 триллионов кубических футов природного газа.

Спустя 10 лет, разведочная работа полупогружной буровой установки "Амир Кабир" (крупнейшая морская структура страны весом 14 700 тонн) позволила открыть нефтяной слой на глубине 728 метров на месторождении Сардар-е-Джангал. По оценкам, это месторождение содержит два миллиарда баррелей качественной нефти. Предполагается, что около 25 % запасов может быть добыто.

С обнаружением некоторых месторождений и проведением некоторых разведочных работ, Иран в настоящее время ищет техническую помощь извне для расширения своих глубоководных операций в Каспийском море.

Иран. Норвегия > Нефть, газ, уголь > iran.ru, 2 ноября 2017 > № 2384380


Норвегия. США. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 2 ноября 2017 > № 2374083

Больше не Western Neptune. Купленное Росгеологией научно-исследовательское судно получило имя Академик Примаков.

Новое научно-исследовательское судно (НИС) Росгеологии получило имя Академик Примаков в честь российского политического деятеля Е. Примакова.

Торжественная церемония имянаречения нового НИС Росгеологии состоялась 31 октября 2017 г в г Мурманске.

В мероприятии приняли участие вице-премьер РФ А. Хлопонин, гендиректор Росгеологии Р. Панов и И. Примакова, вдова Е. Примакова.

Евгений Максимович начинал свою биографию с бакинского военно-морского училища. И это символично, что новое научно-исследовательское судно названо в честь академика Примакова, сказала И. Примакова, которая стала крестной матерью судна.

Ранее НИС Академик Примаков носило имя Western Neptune.

Соглашение о приобретении судна было заключено между Севморнефтегеофизикой (СМНГ), дочкой Росгеологии, и Schlumberger в рамках ПМЭФ в июле 2017 г.

Финансовым партнером сделки по приобретению НИС Академик Примаков выступил Банк ВТБ, открывший Росгеологии кредитную линию на 7 лет с лимитом 3 млрд руб.

Судно Western Neptune было построено в 1999 г на верфи Ulstein Verft AS в Норвегии.

Технические характеристики судна:

- длина 92,5 м, высота 32,7 м, ширина 23 м,

- средняя осадка - 7,3 м,

- высота борта - 9 м,

- дедвейт 4538 т,

- скорость движения - 15 узлов,

- тяговое усилие - 150+ т.

- экипаж - 68 человек.

Отметим, что НИС Western Neptune относится к модели UT 753, разработаной по технологии Ulstein Ship Technology AS с требованиями максимальной бесшумности при высокой сейсмической мощности.

На судне установлено оборудование для сейсморазведки Q-Marin.

Особенностью технологии Q-Marine является использование калиброванных датчиков, откалиброванных источников, откалиброванных позиций и управляемых стримеров.

Это обеспечивает исключительное качество изображения и повторяемость.

Судно способно буксировать до 16 сейсмических кос, обеспечивая высокую суточную производительность, что важно для работы в короткий полевой сезон на Арктическом шельфе.

Также судно снабжено вычислительным комплексом, позволяющим проводить экспресс-обработку геофизических данных в море.

Росгеология в настоящее время модернизирует свой сейсморазведочный флот.

Это позволит нарастить технологический потенциал, повысить конкурентоспособность и реализовать приоритеты российской геологоразведочной отрасли.

До приобретения НИС Western Neptune сейсморазведочный флот СМНГ насчитывал 5 судов - Академик Немчинов, Академик Шатский, Академик Лазарев, Профессор Рябинкин и Гео Арктик.

До приобретения Western Neptune НИС флагманом морской российской геофизики был Академик Немчинов.

Судно старше Western Neptune, оно построено в 1988 г, но в 1997 г существенно модернизировано для проведения сейсморазведочных работ 3D.

В 2005 г НИС Академик Немчинов был оснащен приеморегистрирующей системой компании Sercel, включающей в себя регистрирующую станцию Seal Digital System 24 bit и сейсмические цифровые косы Seal Fluid digital streamers (4x6000м).

НИС Академик Примаков позволит ускорить исследование и освоение ресурсов прибрежных зон, а также российского арктического шельфа.

За счет нового приобретения, СМНГ сможет усилить свои позиции на внутреннем и внешнем сервисных рынках.

СМНГ предоставляет услуги в области морских сейсмических исследований, цифровой обработки и интерпретации сейсмических данных по всему миру.

Объем сейсморазведочных работ СМНГ превышает 1 млн км 2D и 50 тыс км3 3D-сейсмики в мире, а на арктическом шельфе - 500 тыс км 2D и 20 тыс км3 3D-сейсмики.

Норвегия. США. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 2 ноября 2017 > № 2374083


Иран. Норвегия. Китай > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2365132

Caribbean FLNG нашел себе место. NIOC и IFLNG подписали соглашение о размещении плавучего СПГ-завода в Персидском заливе.

Плавучий СПГ-завод Caribbean FLNGNIOC и IFLNG, СП иранской Kharg Gas Refining Company и норвежской Hemla Vantage, подписали контракт по производству сжиженного природного газа (СПГ) в Иране.

Об этом 26 октября 2017 г рассказал управляющий директор NIOC А. Кардор.

В рамках контракта компании планируют реализовать 1й в Иране проект с использованием плавучего завод по производству сжиженного природного газа (FLNG).

Компании планируют разместить в Персидском заливе плавучий СПГ-завод Caribbean FLNG мощностью 500 тыс т/год, принадлежащее Exmar.

NIOC и IFLNG предприняли необходимые шаги для осуществления 20-летнего контракт на продажу природного газа, заключенного в 2016 г.

Планируется также, что Caribbean FLNG будет установлена в сервисном порту Парс, куда будет поставляться 2,3 млн м3/сутки природного газа с месторождения Южный Парс.

По сообщению Exmar, в настоящее время переговоры о развертывании Caribbean FLNG продолжаются, однако сделка пока не подписана.

Caribbean FLNG строится на верфи Wison в г Наньтун в Китае.

Проект реализуется сложно.

Планировалось, что Caribbean FLNG будет поставлен канадской Pacific Exploration and Production в 2015 г, однако в марте 2016 г договор был расторгнут.

В сентябре 2016 г Caribbean FLNG завершил тест производительности на верфи Wison.

FLNG имеет емкость хранения 16,1 тыс м3 и мощность сжижения 500 тыс т/год.

Иран. Норвегия. Китай > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2365132


Норвегия. США. Бразилия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2365129

Statoil собрала Carcara. Консорциум во главе со Statoil одержал победу в аукционе на блок Carcara North на шельфе Бразилии.

Консорциум Statoil, ExxonMobil и Galp одержал победу в аукционе на разработку нефтегазового блока Carcara North в рамках 2го лицензионного раунда на шельфовые участки недр в Бразилии.

Торги прошли 27 октября 2017 г.

Консорциум в составе Statoil Brasil Oleo e Gas Ltd, дочки Statoil, ExxonMobil Exploracao Brasil Ltda, дочки ExxonMobil, и PETROGAL BRASIL, дочки Galp сделал лучшее предложение, предложив Бразилии 67,12% прибыли.

Предварительно определено вознаграждение, которое должен оплатить консорциум, составляет 910 млн долл США.

В т.ч на Statoil, получившую статус оператора проекта и долю участия 40%, составляет 364 млн долл США.

Между другими участниками консорциума доли распределены следующим образом - у ExxonMobil 40%, оставшиеся 20% у Galp.

Statoil, ExxonMobil и Galp также договорились о ряде последующих сделок в соседнем блоке BM-S-8.

Эти сделки позволят согласовать долевое участие в блоках Carcara North и BM-S-8, которые являются частями месторождения Каркара (Carcara).

Statoil передаст ExxonMobil 33% из своей 66%-ной доли участия проекте по освоению блока BM-S-8.

Напомним, что Statoil получила эти 66% после сделки с Petrobras и ряда последовавших судебных разбирательств.

В результате сделки с ExxonMobil, Statoil получит 1,3 млрд долл США, включая авансовый платеж в размере около 800 млн долл США, еще 500 млн долл США будут выплачены впоследствии при соблюдении ряда условий.

Кроме того, после закрытия сделки по покупке 10%-ной доли участия в BM-S-8 компанией Queiroz Galvao Exploracao e Producao (QGEP), Statoil передаст еще 3,5% ExxonMobil и 3% Galp.

Стоимость этих сделок составит около 250 млн долл США, включая авансовый платеж в размере около 155 млн долл. США и условный платеж в размере около 95 млн долл США.

Таким образом, по итогам всех этих сделок Statoil получит около 1,55 млрд долл США, а по результатам 2го раунда лицензирования потенциальный чистый приток денежных средств в Statoil составит около 1,19 млрд долл США.

Распределение долей участия между компаниями будет следующим - Statoil и ExxonMobil будут владеть по 36,5% акций BM-S-8 и по 40% акций Carcara North.

Galp будет владеть 17% в BM-S-8 и 20% в Carcara North.

Участники консорциума также согласились, что Statoil станет оператором по объединенной разработке месторождения, при условии одобрения правительством Бразилии.

Подсолевое месторождение Carcara располагается на шельфе Бразилии, оно относится к бассейну Санто (Santos Basin).

Запасы запасы месторождения Carcara до сих пор не определены точно, предварительные оценки говорят о том, что они могут достигать до 8 млрд бнэ.

Запасы углеводородов на блоке SM-S-8, по оценкам Statoil, составляют от 0,7 до 1,3 млрд бнэ.

1ю нефть с месторождения Carcara Statoil рассчитывает получить в середине 2020х гг.

Норвегия. США. Бразилия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2365129


Иран. Норвегия > Нефть, газ, уголь > iran.ru, 26 октября 2017 > № 2364593

Иран и Норвегия будут производить СПГ в Персидском заливе

Газовый контракт был подписан Национальной иранской нефтяной компанией и IFLNG - совместным предприятием Иранской нефтеперерабатывающей компании "Kharg" и норвежской "Hemla" в среду.

Согласно сделке, в Персидском заливе будет построен первый в Иране объект по сжижению природного газа (FLNG), срасказал в пятницу управляющий директор NIOC.

Европейская фирма построит установку FLNG мощностью 500 000 тонн в год, рассказал также Али Кардор, сообщает ILNA.

Объект FLNG представляет собой морскую структуру, которая будет производить, сжижать, хранить и передавать СПГ на море, прежде чем перевозчики отправят его непосредственно на рынки.

"Контракт позволит норвежской фирме работать на иранском рынке уже 20 лет", - добавил чиновник.

Financial Times, цитируя Герхарда Людвигсена, члена-учредителя "Hemla Group" и управляющего директора "Hemla Vantage", в прошлом году сообщила, что эта компания заключила контракт на сумму 600 миллионов долларов с иранской нефтехимической компанией "Kharg" для производства и экспорта СПГ и СНГ (сжиженного нефтяного газа) к 2017 году.

Иран. Норвегия > Нефть, газ, уголь > iran.ru, 26 октября 2017 > № 2364593


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364330

Подвели нетрадиционные углеводороды. В 3-м квартале 2017 г чистый убыток Statoil вырос до 478 млн долл США.

Чистая прибыль Statoil за 9 месяцев 2017 г составила 2,022 млрд долл США против убытка в 117 млн долл США за 9 месяцев 2016 г.

Об этом Statoil сообщила 26 октября 2017 г.

Разводненная прибыль составила 0,62 долл США/акция против убытка в 0,04 долл США/акция за 9 месяцев 2016 г.

Выручка Statoil выросла на 33% и составила 43,861 млрд долл США.

Объем добычи углеводородов Statoil за январь-сентябрь 2017 г вырос на 6% и составил 2,062 млн бнэ/сутки.

В 3м квартале 2017 г чистый убыток Statoil вырос почти на 12% по сравнению с 3м кварталом 2016 г и составил 478 млн долл США.

Негативное влияние на показатели Statoil оказали чистые убытки от обесценения в размере 0,8 млрд долл США, в основном связанные с нетрадиционными запасами углеводородов в Северной Америке, что вызвано более низкой добычей, чем ожидалось.

Разводненный убыток компании в отчетном периоде составил 0,15 долл США/акция против убытка в 0,14 долл США/акция за 9 месяцев 2016 г.

Выручка Statoil выросла на 11,9% и составила 13,531 млрд долл США.

Объем добычи углеводородов Statoil в 3м квартале 2017 г вырос на 13,3% и составил 2,045 млн бнэ/сутки.

Рост произошел в основном за счет увеличения добычи газа из-за более высоких цен, запуска новых месторождений и сохранения высоких эксплуатационных характеристик.

Расходы на геологоразведочные работы (ГРР) в 3м квартале 2017 г составили 0,4 млрд долл США по сравнению с 0,6 млрд долл США в 3м квартале 2016 г.

Впрочем, результаты ГРР для Statoil оказались не очень обнадеживающими.

По результатам бурения в Баренцевом море компания открыла несколько месторождений, но небольших.

Причем бурение велось в надежде обнаружить запасы нефти, а были обнаружены запасы газа.

На шельфе Великобритании летом 2017 г Statoil провела оценку 3 независимых участков, итоги бурения 2 разведочных скважин оказались разочаровывающими, но 3я скважина оказалась продуктивной.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364330


Норвегия. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 19 октября 2017 > № 2355912

Норвегия вновь снизила добычу углеводородов. Добыча нефти сократилась на 7,8%, газа - на 6,8%.

В сентябре 2017 г объем добычи жидких углеводородов в Норвегии, по предварительным данным, снизился на 8,8% по сравнению с августом 2017 г и составил 1,772 млн барр/сутки.

Такие данные 19 октября 2017 г представил Norwegian Petroleum Directorate (NPD).

В августе 2017 г, согласно итоговым данным NPD, в Норвегии добывалось 1,943 млн барр/сутки жидких углеводородов.

В т.ч было добыто 1,56 млн барр/сутки нефти, 0,382 млн барр/сутки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и газового конденсата.

Добыча газа в августе 2017 г составила 10,3 млрд м3/сутки.

Объем добычи нефти в Норвегии в сентябре 2017 г составил 1,439 млн барр/сутки, что на 3,6% больше показателя за сентябрь 2016 г.

Объем добычи ШФЛУ составил 301 тыс барр/сутки, газового конденсата - 31 тыс барр/сутки.

Добыча природного газа в Норвегии в сентябре 2017 г составила 9,6 млрд м3/сутки, что на 6,8% меньше по сравнению с августом 2017 г.

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. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 19 октября 2017 > № 2355912


Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > minenergo.gov.ru, 17 октября 2017 > № 2356692

Состоялась встреча представителей Нефтегазстройпрофсоюза России и норвежского профсоюза «Industri Energi».

Под председательством и.о. директора Департамента административной и законопроектной работы Олега Уманца состоялось совещание с руководством Нефтегазстройпрофсоюза России и представителями крупнейшего профсоюза Норвегии «Industri Energi», объединяющего работников нефтяной, химической, фармацевтической, алюминиевой, металлургической и лесной промышленности, во главе с его президентом г-ном Фрудэ Альфхеймом.

В ходе совещания Олег Уманец отметил, что освоение сухопутных и морских месторождений нефти и газа, особенно в сложных климатических условиях требует выработки новых решений и применения лучших практик в части обеспечения безопасности работ и эксплуатации оборудования, непрерывного повышения квалификаций специалистов, с учетом лучших достижений мировых практик нефтегазодобычи.

Стороны обсудили перспективы развития сотрудничества по актуальным вопросам в области охраны труда, охраны здоровья, промышленной и экологической безопасности, повышения квалификации персонала нефтегазовых компаний при проведении работ на сухопутных и морских участках месторождений нефти и газа.

Норвегия. Россия > Нефть, газ, уголь > minenergo.gov.ru, 17 октября 2017 > № 2356692


Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 октября 2017 > № 2346556

Новое месторождение нефти открыла Норвежская Statoil на шельфе Великобритании.

Извлекаемые запасы месторождения «Вербье» составляют от 25 до 130 млн баррелей нефти.

Норвежский нефтегазовый концерн Statoil выявил новое месторождение нефти в британской части Северного моря. Извлекаемые запасы месторождения «Вербье» составляют от 25 до 130 млн баррелей нефти, говорится в сообщении компании.

Statoil и ее партнерам еще предстоит оценить коммерческую привлекательность месторождения, расположенного в заливе Мори-Ферт на севере-востоке Шотландии, – компания планирует бурение новых разведочных скважин.

«В ходе разведки установлено наличие запасов нефти в породах хорошего качества с хорошими свойствами пласта – коллектора, – сообщил вице-президент Statoil по вопросам разведки Джез Эверти. – Предстоит проделать еще много работы, которая, скорее всего, будет включать дальнейшую оценку ресурсов с целью уточнения объемов извлекаемых запасов».

Statoil является оператором месторождения, ей принадлежит 70-процентная доля в лицензии на право разработки участка. Ее партнерами выступают британская CIECO V&C Limited с 12% и джерсийская Jersey Oil and Gas с 18%.

Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 октября 2017 > № 2346556


Норвегия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 10 октября 2017 > № 2346305

Глубже в землю. О чем говорит опыт Норвегии по захоронению углерода

Варвара Перцова

Корреспондент Forbes

Горно-геологические условия для удержания углекислого газа почти идеальны. А нефтегазовым компаниям сейчас важно демонстрировать свое «экологически ориентированное» поведение

Норвегия практически на 100% обеспечивает себя экологически чистой гидроэлектроэнергией, но ее нефтегазовая отрасль, направленная на экспорт, остается серьезным источником выбросов СО2: в пересчете на душу населения страна находится на 27 месте по объемам эмиссии углекислого газа, следует из последних данных Всемирного банка.

Норвегия одной из первых занялась проектами по улавливанию углекислого газа, поступающего с предприятий, и его закачиванию в подземные хранилища. В 1996 году нефтегазовая компания Statoil реализовала первый коммерческий проект по захоронению двуокиси углерода на месторождении Слейпнир в Северном море. Это нужно было для минимизации издержек. Добываемый на месторождении газ содержал порядка 9% примесей СО2, а по норвежским стандартам концентрация этих примесей в продаваемом газе не должна превышать 2,5%. А просто выбрасывать углекислый газ в атмосферу было бы дороже из-за высоких налогов на эмиссию. В 2005 году была основана Gassnova SF, государственная норвежская компания, в сферу деятельности которой входит развитие и внедрение технологий по улавливанию и хранению CO2.

Теперь Норвегия пошла еще дальше. В октябре 2017 Statoil, Royal Dutch Shell и Total подписали соглашение о создании совместно с властями страны первого в мире международного шельфового хранилища углекислого газа. Первый этап включает в себя закачку в подземные горизонты под морским дном около 1,5 млн т CO2 в год. Предполагается, что будет улавливаться и закачиваться углекислый газ, выбрасываемый в ходе деятельности промышленных предприятий Восточной Норвегии. Газ будет транспортироваться в сжатом виде на судах — с промежуточного терминала на приемный терминал, расположенный на западном побережье Норвегии. Весь CO2 будет закачиваться в нефтяные пласты восточной части месторождения Troll, однако потребуется строительство сопутствующей инфраструктуры, уточняет старший аналитик Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Артем Малов.

Деньги и утечки

Хранилищами СО2 обычно служат отработанные угольные и нефтяные месторождения, а также пористые геологические формации, расположенные в земной толще — как на суше, так и на шельфе. Такие естественные подземные слои устойчиво существуют миллионы лет, поэтому риск утечек при закачке в них СО2 невелик. Саму технологию улавливания CO2 можно описать следующим образом: углерод отделяется от дымовых газов, образующихся в процессе сгорания топлива, прессуется и доставляется к месту безопасного хранения через трубопроводы или на судах.

В мире уже реализуется порядка 20 подобных проектов. Но многие из таких проектов имеют лишь демонстрационный характер, пояснил Малов: «Выгода от таких проектов только социально-экологическая, если не присутствует проект по дополнительному извлечению нефти из пласта, или не ведется никаких сделок по продаже квот на выбросы СО2».

Существует две основных проблемы, которые могут сопровождать подобные проекты, рассказал Forbes Александр Григорьев, заместитель генерального директора, руководитель департамента исследований ТЭК Института проблем естественных монополий (ИПЕМ): это стоимость захоронения CO2 и вероятность утечек. «Судя по представленной схеме проекта, расходы на захоронение будут выше обычного: морская составляющая здесь, скорее всего, приведет к увеличению удельной стоимости захоронения по сравнению с проектами-аналогами. К обычным расходам добавляются затраты на транспортировку морем и захоронение в сложных условиях: добыча на шельфе, как правило, сложнее и более трудоемка по сравнению с добычей на суше, аналогично — и для захоронения CO2», — поясняет Григорьев.

Эксперт также отметил, что хранение CO2 в ранее нефтегазоносных пластах (нефтегазовых резервуарах), тем более под морской толщей — идея на первый взгляд хорошая: горно-геологические условия для удержания углекислого газа почти идеальны. С одной стороны, есть определённые технико-экономические ограничения: чем глубже — тем надежнее в плане рисков утечек, но дороже: однако даже если утечки и будут, то выявить их будет достаточно проблематично: океан поглощает около трети выбросов углекислого газа, а в рамках проекта предполагается захоронение около 1,5 млн т CO2, или менее 0,005% от объема выбросов углекислого газа в мире, уверен Александр Григорьев: «Весь углекислый газ, который, возможно, будет «утекать» из хранилища, будет растворяться в морской воде. В любом случае авторы проекта не останутся в накладе: нефтегазовым компаниям сейчас важно демонстрировать свое «экологически ориентированное» поведение, и как минимум этих целей проект достигнет».

Влияние на экологию

Проблему выбросов такого рода хранилища решают, но незначительно: «1,5 млн т СО2 в год, планируемых для закачки, примерно соответствует выбросам 200 МВт угольной электростанции или порядка 350 000 автомобилей, убранных с дороги», а гораздо важнее эмоциональный эффект от того что добывающие компании стали объединяться для выполнения подобных проектов.

«Statoil полагает, что без программы улавливания и хранения CO2 невозможно достижение целей Парижского соглашения по климату. Необходим масштабное увеличение числа такого рода проектов А для ускорения их реализации требуются сотрудничество и обмен знаниям, поэтому мы очень рады партнерству с Shell и Total», — говорит Ирэн Раммелхофф, вице-президент Statoil по направлению новых энергетических решений.

Ранее — в июне 2017 года Gassnova подписала со Statoil договор на реализацию первой фазы. Сейчас к нему присоединились Shell Norske и Total E&P Norge. Компании приняли решение участвовать в соглашении и стать равноправными партнерам Statoil, а сама Statoil выступит оператором в этом проекте. В дальнейшем предполагается, что подобные хранилища для захоронения углекислого газа появятся не только на норвежском шельфе, но и в других странах Европы. Детальные экономические расчеты и принятие решения об инвестировании в проект будут рассматриваться в Норвежском парламенте в 2019 году.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 10 октября 2017 > № 2346305


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter