Всего новостей: 2528376, выбрано 1226 за 0.342 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. Бразилия > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 18 июня 2018 > № 2645558

Норвежская компания Equinor (ранее - Statoil) закрыла сделку по приобретению у бразильской нефтегазовой компании Petrobras 25% доли в проекте по разработке нефтяного месторождения Roncador в Бразилии. Об этом сообщает RNS со ссылкой на материалы компании.

"Equinor и Petrobras завершили сделку, объявленную в декабре 2017 года, в результате чего Equinor приобрела 25-процентный интерес в нефтяном месторождении Roncador в бассейне Кампос в Бразилии. Это стало возможно после утверждение сделки правительством и регулирующим органом (Бразилии)", - сообщили в Equinor.

В рамках сделки Equinor выплатила Petrobras денежное вознаграждение в размере $2 млрд. Кроме этого, предполагаются дополнительные платежи в размере до $550 млн.

По итогам сделки добыча норвежской компании в Бразилии увеличится в 2.5 раза до 100 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки.

Оператором месторождения Roncador с долей в 75% останется Petrobras.

К основной сфере деятельности Statoil относится разведка и добыча нефти и газа. Более 35 лет компания разрабатывает углеводороды на норвежском континентальном шельфе и является пионером в сфере реализации морских проектов в суровых климатических условиях. Крупнейшим акционером Statoil является государство.

Норвегия. Бразилия > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 18 июня 2018 > № 2645558


Австрия. Норвегия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 7 июня 2018 > № 2638074

«Газпром» обменивает активы с OMV, но не продает.

«Газпром» намерен войти в месторождения OMV в Северном море.

«Газпром» готовит сделку с австрийской OMV по обмену активами по прежней схеме, не рассматривая как альтернативу покупку австрийской компанией активов у российского концерна за деньги, сообщил журналистам министр энергетики РФ Александр Новак. «Сейчас идет вопрос именно обсуждения обмена активами, и эта работа не закончена, продолжим. И я уверен, что будет найдено соответствующее решение», – сказал Новак, отметив, что вопрос внесения денежной формы с австрийской стороны не обсуждался.

«Газпром» намерен войти в месторождения OMV в Северном море через 38,5% участия в компании OMV (Norge) AS в обмен на получение австрийской компанией 24,98% участия в освоении 4 и 5 участков ачимовских залежей Уренгойского месторождения. Сообщалось, что австрийская сторона в связи с тем, что правительство Норвегии обеспокоено сделкой, может заменить свои активы в сделке деньгами.

Новак подтвердил, что этот вопрос обсуждался сторонами в ходе российского визита в Вену.

«Российская компания сейчас прорабатывает вместе с OMV вопрос получения доли в проектах Норвегии, соответственно в обмен на активы и участие в российских проектах компании OMV. Эта работа еще не закончена, она в стадии согласования окончательного. Это одно из новых направлений развития сотрудничества между российскими компаниями и австрийскими», – отметил министр.

Австрия. Норвегия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 7 июня 2018 > № 2638074


Польша. Дания. Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 4 июня 2018 > № 2649558

Строительство газопровода Baltic Pipe в Балтике начнется весной 2020 г.

Строительство подводной части газопровода Baltic Pipe, который пройдет по дну Балтийского моря, начнется весной 2020 г и продлится 2 года.

Об этом 4 июня 2018 г заявил представитель правительства Польши по вопросам стратегической энергетической инфраструктуры П. Наимский.

Чиновник отметил, что польская сторона довольна сотрудничеством с партнерами из Дании, Норвегии, Швеции и Германии.

Польша получила комплект разрешений от этих стран.

Как отметил П. Наимский, плану строительства этого газопровода ничто не угрожает.

По словам П. Наимского, в июне 2018 г будет принято окончательное решение о точном месте прокладки газопровода.

После этого Польша сможет перейти к техническому проектированию.

Baltic Pipe - проект газопровода, который должен связать месторождения на норвежском шельфе в Северном море с Польшей через Данию.

Проект предусматривает 3 этапа:

- соединение норвежских и датских систем передачи газа;

- расширение инфраструктуры Дании;

- строительство непосредственно трубы Baltic Pipe, которая соединит Польшу и Данию по дну Балтийского моря.

Планируемая мощность газопровода - 10 млрд м3/год.

Протяженность участка магистрального газопровода (МГП) Baltic Pipe по дну Балтийского моря составит 230 км.

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

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

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

26 марта 2018 г посол Польши в РФ заявил, что Варшава планирует заменить российский газ за счет импорта топлива из Норвегии или США.

По словам дипломата, польская сторона стремится обрести независимость от российских поставок.

Но вопрос о полном отказе импорта газа из России не стоит - вопрос лишь в диверсификации.

Как подчеркнул посол, в случае слишком высокой цены сжиженный природный газ (СПГ) из США, Польша сможет заменить его другими поставщиками.

PGNiG в 1м квартале 2018 г даже снизила поставки российского газа с 84% от общего объема импортируемого газа в 1м кв 2017 г до 78% YOY.

При этом, импорт газа PGNiG увеличила на 19%, до 3,84 млрд м3.

Однако согласно данным компании, основной прирост импорта составил СПГ.

Польша. Дания. Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 4 июня 2018 > № 2649558


Норвегия. Азербайджан > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 июня 2018 > № 2638145

Норвежская Equinor будет разрабатывать новые нефтегазовые проекты на Каспии.

Бурение начнется уже в этом году.

Два контакта на разработку площадей в азербайджанском секторе Каспия подписали в Баку Госнефтекомпания Азербайджана (ГНКАР) и норвежская Equinor (ранее – Statoil), сообщила ГНКАР. Подписан, в частности, контракт типа Production Shearing Agreement (PSA, СРП) на разведку и разработку блока перспективных структур Дан-Улдузу-Ашрафи-Айпара. Подписан также Risk Service Contract на разработку месторождения Карабах. Бурение разведочной скважины на Карабахе запланировано на 2018 год, добыча – на 2021 год, уточняется в сообщении.

По словам президента ГНКАР Ровнага Абдуллаева, подписанные контракты имеют важное значение для стабилизации добычи нефти в Азербайджане и удовлетворения растущего спроса на газ в стране.

«Оба месторождения находятся в хорошо известном для нас районе, около блока Азери-Чираг-Гюнешли. Мы планируем совместно с ГНКАР заниматься этими новыми проектами», – отметил, в свою очередь, президент и главный исполнительный директор Equinor Эльдар Саэтре.

Для реализации проектов ГНКАР и Equinor создадут операционную компанию на паритетной основе (50% на 50%).

Месторождение Карабах, извлекаемые запасы которого оцениваются в 16 млн тонн нефти и 28 млрд кубометров газа, расположено в 130 км к востоку от Баку. Глубина моря в районе месторождения составляет 180 метров.

Месторождение Ашрафи с запасами в 13 млрд кубометров газа и 17 млн тонн конденсата было открыто в 1999 году. Расположено в 100 км к востоку от Баку. Глубина моря в районе месторождения меняется от 250 до 450 метров.

Норвегия. Азербайджан > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 июня 2018 > № 2638145


Великобритания. Норвегия. Швеция > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 мая 2018 > № 2642582

Aker BP открыла новое месторождение газа в Баренцевом море с запасами до 3 млрд м3.

Aker BP обнаружила новое месторождение газа Svanefjell в норвежском секторе Баренцева моря.

Об этом 31 мая 2018 г сообщил Норвежский нефтяной директорат - правительственное агентство, отвечающее за управление национальными ресурсами углеводородов.

Месторождение Svanefjell находится в 175 км к северо-западу от г Хаммерфеста в районе геологической структуры Снадд.

Его извлекаемые запасы сравнительно невелики и оцениваются в 2,5-3 млрд м3 газа.

В Aker BP в настоящий момент не считают его разработку перспективной, однако намерены продолжать разведочные работы на лицензионном участке PL659, где был найден газ.

Как отметили в компании это было 1е разведочное бурение Акер BP в Баренцевом море в течение последних 4х лет.

14 февраля 2017 г сообщалось, что Aker BP совместно с Lundin, DEA открыли крупное нефтегазовое месторождение Филикуди (Filicudi) на участке недр PL533 в южной части Баренцева моря, в 40 км к юго-западу от месторождения Юхан Кастберг (Johan Castberg, ранее Скругард).

Бурение оказалось удачным, запасы Филикуди тогда оценивались в диапазоне от 35 до 100 млн бнэ.

Aker BP была создана в 2016 г после слияния норвежской дочки британской BP с частной норвежской нефтяной компаний Det norske oljeselskap при участии крупного норвежского холдинга Aker.

Компания специализируется на разведке и разработке месторождений на норвежском континентальном шельфе.

Штат сотрудников - 1,3 тыс чел.

Компании принадлежит 50% в лицензии на разработку участка PL659 на норвежском шельфе.

Еще 30% владеет норвежская госкомпания Petoro, а 20% - шведская Lundin.

Великобритания. Норвегия. Швеция > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 мая 2018 > № 2642582


Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 30 мая 2018 > № 2642563

Equinor и SOCAR подписали 2 контракта на разработку месторождений на Каспии.

SOCAR и Equinor (Statoil) подписали в среду 2 контакта на разработку перспективных структур в азербайджанском секторе Каспия. Подписание состоялось на полях проходящей в г Баку Международной конференции Нефть и газ Каспия.

Об этом Equinor сообщила 30 мая 2018 г.

Statoil Azerbaijan, дочка Equinor и SOCAR подписали контракт с минимальной гарантией возмещения (Risk Service Contract), связанный с оценкой и разработкой месторождения Карабах и cоглашение о разделе продукции (СРП) для Ашрафи, дан Улдузу, Айпара в азербайджанском сектора Каспия.

Месторождение Карабах расположено в 120 км к востоку от г Баку, вблизи от эксплуатируемого BP месторождения Азери Чираг Гюнешли, в котором Statoil Azerbaijan имеет 7,27%.

Разведочный район Ашрафи, дан Улдузу, Айпара расположен примерно в 100-110 км к северо-востоку от г Баку.

Согласно 1му соглашению, начать разведочное бурение на Карабахе планируется в 2018 г.

Начало добычи намечено на 2021 г.

2е соглашение предполагает проведение разведочных работ и бурение 1й разведочной скважины, для реализации проектов будет создана операционная компания, с равной долей участия SOCAR и Equinor - 50% на 50%.

По словам президента SOCAR Р. Абдуллаева, подписанные контракты имеют важное значение для стабилизации добычи нефти в Азербайджане и удовлетворения растущих потребностей страны в природном газе.

Окончательное инвестиционное решение по освоению месторождения будет принято по итогам оценочных и инженерных работ.

Морская нефтяная структура Карабах открыта в 1959 г.

По разным данным, запасы нефти в структуре оцениваются от 16 млн до 100 млн т.

Газовая структура Дан улдузу, Ашрафи открыта в 1999 г.

Глубина моря вне места залегания месторождения составляет 80-180 м.

Запасы Ашрафи составляют 13 млрд м3 газа и 17 млн т конденсата.

Оценок по другим структурам нет.

Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 30 мая 2018 > № 2642563


Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > aze.az, 30 мая 2018 > № 2640848

SOCAR подписала с норвежцами 2 контракта по разведке и разработке

Сегодня Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) и норвежская Equinor подписали два контакта на разработку площадей в азербайджанском секторе Каспия.

Как передает AZE.az, компании SOCAR и Equinor подписали контракт типа Production Shearing Agreement (PSA) на разведку и разработку блока перспективных структур Дан-Улдузу-Ашрафи-Айпара. Также с Equinor подписан Risk Service Contract на разработку месторождения Карабах.

Подписи под документами поставили президент SOCAR Ровнаг Абдуллаев и исполнительный вице-президент Equinor по разведке месторождений Тим Додсон.

Отметим, что разведочное бурение на месторождении Карабах планируется уже в этомм году. В соответствии с действующим Рисковым сервисным контрактом, установка платформы на месторождении и первая добыча ожидается в 2021 году. В рамках PSA предусматриваются сейсморазведочные работы и бурение первой разведочной скважины. Для реализации проектов SOCAR и Equinor создадут операционную компанию на паритетных долях (50% на 50%).

По словам Р.Абдуллаева, подписанные контракты повлияют на стабилизацию добычи нефти в Азербайджане и удовлетворение спроса на газ в республике.

Перспективная морская структура Карабах находится в 120 км к востоку от Баку, в море, на глубине 150-200 м. Перспективные структуры Дан Улдузу и Ашрафи расположены в 100-110 км к северо-востоку от Баку на глубине 80-180 метров. Структура Айпара расположена на расстоянии 90 км к северо-востоку от Баку.

Азербайджан. Норвегия > Нефть, газ, уголь > aze.az, 30 мая 2018 > № 2640848


Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 28 мая 2018 > № 2641511

Equinor вложит более 230 млн долл США в разработку североморского месторождения Фрам.

Equinor (бывший Statoil) совместно с 3мя компаниями - партнерами вложит 1,9 млрд крон (более 230 млн долл США) в разработку месторождения Фрам в Северном море, что почти в 2 раза увеличит его запасы.

Об этом Equinor сообщила 25 мая 2018 г.

Инвестиции будут направлены на бурение 3х новых скважин.

По расчетам Equinor, эти вложения, а также модернизация платформы Troll С, потребовавшая 1 млрд крон (около 120 млн долларов), позволят увеличить извлекаемые запасы Фрама на 70 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ).

Партнеры рассчитывают, что получат 18 млрд крон (2,2 млрд долл США) прибыли.

Партнерами Equinor на лицензионном участке, где расположено месторождение, являются американская Exxon Mobil, британская Neptune Energy и японская Idemitsu.

Оператор месторождения - Equinor, которой принадлежит 45-процентная доля в лицензии.

Месторождение Фрам обнаружено в 1990 г и находится в центральной части Северного моря примерно в 221 км к юго-востоку от г Абердина.

Эксплуатация месторождения началась в 2003 г.

С тех пор месторождение принесло хороший доход порядка 110 млрд норвежских крон.

Первоначально предполагалось, что срок эксплуатации месторождения продлится до 2023 г, а срок действия лицензии истечет в 2024 г.

Новые скважины продлят добычу месторождения как минимум до 2030 г, но возможно и дольше.

Поскольку месторождение будет иметь прибыльную добычу далеко за пределами первоначальных планов и лицензионного периода, предоставленного властями, партнеры Фрам обратились в Министерство нефти и энергетики с просьбой продлить срок действия лицензии до 2040 г.

Statoil изменила название 15 мая 2018 г на ежегодном общем собрании акционеров.

Теперь акции компании будут торговаться на бирже Осло и Нью-Йоркской бирже под новым названием и новым тикером EQNR.

Название Equinor формируется путем объединения «equi», основой для таких слов, как равноправие, равенство и равновесие, и «nor», сообщающее о том, что компания гордится своим норвежским происхождением.

О том, что Statoil планирует сменить название стало известно еще 15 марта 2018 г.

Норвегия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 28 мая 2018 > № 2641511


Евросоюз. Россия. Норвегия > Нефть, газ, уголь. Недвижимость, строительство. Электроэнергетика > interfax.az, 24 мая 2018 > № 2630849

Европейский союз не может отказаться от использования угля для выработки электрической и тепловой энергии из-за дефицита природного газа и высоких цен на него, сообщает агентство Bloomberg.

Самая холодная зима с 2012 года опустошила европейские газохранилища, а поставки из России и Норвегии ограничены пропускной способностью трубопроводов и другими факторами. В результате цена газа подскочила до максимума более чем за пять лет.

При текущем уровне цен производство энергии из природного газа является нерентабельным.

"Будет сложнее достичь цели ЕС по смене топлива, если газа недостаточно", - заявил глава подразделения Energy Aspects по аналитике рынков природного газа и угля Тревор Сикорски.

В апреле эксперты Interfax Energy говорили о том, что Евросоюз, стремясь снизить зависимость от российского природного газа, оставил без внимания масштабы потребления российского энергетического угля. Между тем доля российского угля в импорте ЕС в последнее время приобрела сопоставимые с газом масштабы, осенью прошлого года она достигала 42%.

Евросоюз. Россия. Норвегия > Нефть, газ, уголь. Недвижимость, строительство. Электроэнергетика > interfax.az, 24 мая 2018 > № 2630849


Великобритания. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 30 апреля 2018 > № 2588280

Faroe Petroleum ввела в эксплуатацию скважины на месторождении Tambar в Норвегии.

Faroe Petroleum, независимая нефтегазовая компания, специализирующаяся главным образом на разведочных, оценочных и производственных возможностях в Норвегии и Великобритании, объявила о том, что ввела в эксплуатацию скважины пробуренные на месторождении Тамбар (Tambar) в Норвегии.

2е новые скважины месторождения Tambar были завершены и введены в эксплуатацию, при этом первоначальная производительность превышает ожидаемые предварительные показатели.

В течение 14 дней с тех пор, как на новых скважинах велась стабильная добыча, месторождение Тамбар произвело 19 тыс барр нефти.

Проект развития Тамбара состоит из 2х новых скважин, которые были завершены и введены в эксплуатацию, а также установки газового лифта в 3х существующих скважинах, которая, как ожидается, завершатся в 3м квартале 2018 г.

После этих 2х скважин Faroe нацелена на районы на севере и юге от Тамбара, на которых была проведена геологоразведка с помощью применения ряда различных методов моделирования, включая 4D сейсмическую технологию.

Первоначальная добыча из 2х скважин в Тамбаре превысила предбуровые ожидания.

Тамбар - это морское нефтяное месторождение, расположенное в южной норвежской части Северного моря,

Тамбар был обнаружен в 1983 г, добыча началась в 2001 г.

Он содержит подтвержденные 46,9 млн м3 нефти.

Великобритания. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 30 апреля 2018 > № 2588280


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 25 апреля 2018 > № 2587779

Statoil сильно отчиталась за 1-й квартал 2018 г. Чистая прибыль выросла на 21%.

Чистая прибыль Statoil, приходящаяся на акционеров, в 1м квартале 2018 г выросла на 21% по сравнению с 1м кварталом 2017 г и составила 1,285 млрд долл США.

Об этом Statoil сообщила 25 апреля 2018 г.

Выручка Statoil за 1й квартал 2018 г выросла на 28%, до 19,776 млрд долл США.

Чистый операционный доход вырос на 17%, до 4,96 млрд долл США.

Капзатраты и инвестиции выросли на 6% и составили 2,529 млрд долл США.

Денежный поток от операционной деятельности превысил 7 млрд долл США.

Statoil удалось сделать долговую нагрузку более комфортным, снизив коэффициент чистого долга с 29,0% до 25,1% после выплат по сделке с Total по проектам Martin Linge и Garantiana на норвежском континентальном шельфе.

Помимо получение функций оператора в проекте Martin Linge, Statoil в 1м квартале 2018 г получила доступ к привлекательным участкам недр в Бразилии и Мексиканском заливе.

Другие крупные проекты Statoil развиваются по плану.

На месторождение Aasta Hansteen в Норвежском море прибыла буровая установка, Johan Sverdrup идет в графике, а план развития проекта Askeladd готов к утверждению.

Объем добычи углеводородов Statoil в 1м квартале 2018 г вырос на 2% и составил 2,18 млн бнэ/сутки против 2,146 млн бнэ/сутки за 1й квартал 2017 г.

Рост добычи обусловлен вводом в эксплуатацию новых месторождений и дополнительных скважин.

Однако ожидаемое естественное снижение частично компенсировало рост.

В 1м квартале 2018 г Statoil завершила 7 разведочных скважин, сделав 2 коммерчески значимых открытия.

Скорректированные затраты на геологоразведочные работы в 1м квартале 2018 г выросли на 18% и составили 238 млн долл США.

На 2018 г Statoil сохраняет прогноз по росту добычи углеводородов на 1-2% по сравнению с 2017 г.

Напомним, что добыча углеводородов Statoil в 2017 г выросла на 5%, до 2,080 млн бнэ/сутки.

Прогноз по органическим капвложениям на 2018 г составляет 11 млрд долл США, что соответствует предыдущему прогнозу.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 25 апреля 2018 > № 2587779


Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 19 апреля 2018 > № 2587373

Statoil заключила контракт стоимость почти 8 млрд руб на ремонт судна Njord Bravo.

Statoil заключила контракт с Aibel на модернизацию плавучего комплекса хранения и разгрузки (floating storage and offloading - FSO) Njord Bravo в Норвежском море. Стоимость контракта составляет около 1,3 млрд норвежских крон (7,9 млрд руб).

Об этом Statoil сообщила 19 апреля 2018 г.

Как сообщил руководитель отдела разработки проектов Statoil Т. Род, компания рада представить Aibel этот контракт, т.к после нескольких хороших поставок Aibel доказала, что обладает как опытом, так и мощностями чтобы справляться с такими сложными проектами.

Судно для хранения будет готово к расширенной эксплуатации месторождений Njord и Hyme, а также присоединение 2х новых участков в Норвежском море, Bauge и Fenja.

Эта работа включает в себя обширную модернизацию и техническое обслуживание судна в дополнение к установке оборудования на борту для сокращения выбросов в атмосферу.

Планируется, что Aibel начнет работу в начале июля 2018 г.

На пике в работах примут участие около 600 человек.

Контракт обеспечивает необходимую основу для безопасного и эффективного выполнения проекта.

Напомним, что месторождение Njord было разработано с помощью плавучей буровой платформы Njord А, которая имеет интегрированную палубу с бурением, а также жилые помещения.

Во время 1й фазы было пробурено 11 эксплуатационных скважин, через 4 нагнетательных скважины часть ПНГ закачивалось обратно в пласт, чтобы обеспечить необходимое давление в пласте.

Нефть из Njord транспортируется по нефтепроводу от платформы в емкости для хранения судна Njord Bravo, которое стоит на якоре рядом с ППБУ Floatel Superior.

Судно Njord Bravo имеет емкость для хранения нефти в 110 тыс м3, и крепится к бую, который в свою очередь крепится к морскому дну с помощью системы из 8ми устройств крепления .

Из Njord Браво загружается в нефтяные танкеры для транспортировки на рынок.

Газ с месторождения Njord отгружается через 40 км газопровод , состыкованный с ГТС Асгард, которая связана с ГПЗ Карсто и МГП , транспортирующими газ на европейский рынок.

В марте 2017 г Kværner выиграл контракт на модернизацию платформы Njord A.

В работах принимают участие около 3 тыс человек.

Работа продолжается, как и планировалось, в настоящее время включает модернизацию и укрепление верхней части корпуса.

Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 19 апреля 2018 > № 2587373


Норвегия. Канада. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 18 апреля 2018 > № 2583937

Alimentation Couche-Tard по-стахановски ребрендит на Circle K купленные АЗС у Statoil. Вернее Equinor.

В г Санкт-Петербург состоялась презентация нового для России бренда Circle K.

Об этом Circle K сообщила 17 апреля 2018 г.

Statoil Fuel & Retail была приобретена компанией Alimentation Couche-Tard Inc еще в 2012 г c правом использования бренда Statoil до 2021 г, однако канадским руководством было принято решение объединить сразу ряд компаний под единым наименованием Circle K.

До 2010 г компания Statoil Fuel & Retail являлась дочкой Statoil ASA.

Мера скорее вынужденная, потому что после смены названия Statoil на Equinor, которое уже в мае 2018 г может быть утверждено на собрании акционеров, не будет смысла сохранять популярный в россии бренд норвежской компании.

Петербургский этап предваряли 2 региональные кампании по ребрендингу АЗС Statoil в г Псков и г Мурманск.

Всего российская сеть АЗС Circle K насчитывает 33 автозаправочных станций: 17 - в г Санкт-Петербург и Ленинградской области, 9 - в г Мурманск и Мурманской области, 7 - в Псковском регионе.

Все АЗС являются многофункциональными: c заправочным комплексом, магазином, кафе и с автомойками.

АЗС в России полностью соответствуют единой европейкой концепции сети.

С 17 апреля 2018 г все АЗС Alimentation Couche-Tard Inc в РФ, ранее использовавшие бренд Statoil продолжат свою работу под маркой международного ритейл-бренда Circle K.

Глобальный бренд Circle K принадлежит Alimentation Couche-Tard Inc, 1у из крупнейших международных ритейлеров.

Под брендами корпорации Couche-Tard работает более 15 тыс торговых точек по всему миру, общая численность сотрудников составляет 120 тыс человек.

Компания является крупнейшим независимым оператором в индустрии продуктов питания и продовольственных товаров по количеству магазинов на рынках США и Канады.

В Европе Alimentation Couche-Tard Inc является лидером среди топливных операторов с прилегающими к АЗС магазинами.

Ю. Брянцев, вице-президент Circle K Russia, сообщил, что компания меняет бренд, но с ней остаются ее сотрудники, сервис и качество, которые она постоянно совершенствует.

В период февраля по апрель 2018 г привычная сине-оранжевая гамма Statoil сменилась сочетанием красного, белого и оранжевого - цветами глобального бренда Circle K, который принадлежит Alimentation Couche-Tard Inc, 1му из крупнейших международных ритейлеров.

Под единым глобальным брендом Circle K компания развивает сети АЗС и строит магазины шаговой доступности в США, Канаде, странах Европы, Азии и Латинской Америке.

Штаб-квартира организации располагается в г Лаваль, Провинция Квебек, Канада.

Couche-Tard - ведущий канадский ритейлер в индустрии продуктов питания и продовольственных товаров (2225 торговых точек).

В США является крупнейшим по количеству магазинов независимым оператором: по состоянию на 30 июня, сеть Couche-Tard насчитывала 9424 магазинов, из них 8077 - магазины при АЗС.

Норвегия. Канада. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 18 апреля 2018 > № 2583937


Польша. Норвегия. Дания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 апреля 2018 > № 2583866

Беспокойное Балтийское море. Польша хочет иметь запас по времени при строительстве газопровода Baltic Pipe.

1я труба магистрального газопровода (МГП) Baltic Pipe будет проложена в 2020 г.

Об этом 16 апреля 2018 г сообщил представитель правительства Польши по вопросам стратегической энергетической инфраструктуры П. Наимский, выступая на научной конференции Энергетическая безопасность - основы и перспективы развития.

На строительство МГП Baltic Pipe, который обеспечит доставку природного газа, добываемого на шельфе Норвегии через Данию в Польшу, отводится 2 года.

1я труба будет проложена в 2020 г, сказал П. Наимский, пояснив, что сроки запланированы с запасом.

Это связано с тем, что Балтийское море неспокойно и может оказаться, что сезон, в который возможно строительство, будет коротким.

Проект должен быть реализован до 1 октября 2022 г.

МГП Baltic Pipe большая и давняя надежда Польши, стремящейся найти альтернативу российскому газу, от которого намерена отказаться после истечения долгосрочного контракта с Газпромом в 2022 г.

Проект обсуждался с 2001 г, но до практической реализации дело не дошло из-за сомнительной эффективности проекта.

В 2007 г к проекту вернулись, тогда польская PGNiG и оператор датской газотранспортной системы (ГТС) Energinet договорились изучить возможности строительства МГП Baltic Pipe.

В августе 2008 г правительство Польши заменило PGNiG в проекте полностью государственным оператором ГТС Gaz-System.

3й раз о Baltic Pipe и уже на полном серьезе заговорили летом 2017 г, когда Польша и Дания подписали меморандум о строительстве МГП Baltic Pipe.

В начале 2018 г завершилась процедура Open Season 2017 по МГП Baltic Pipe.

По ее итогам PGNiG подписала соглашение о транспортировке газа по МГП Baltic Pipe с Gaz-System, а затем с Energinet.

Договоры подписаны на период с 1 октября 2022 г до 30 сентября 2037 г.

Технических подробностей по МГП Baltic Pipe пока мало.

В отличие от МГП Северный поток-2, в котором много внимания уделено заботе о рыболовецких компаниях Финляндии, в Baltic Pipe заботы о рыбаках Дании и Польши пока не прослеживается.

Нет особой заботы у властей Польши и Дании и о птичках Балтийского моря.

Известно, что газопровод предназначен для транспортировки газа с месторождений в норвежском секторе Северного моря в Польшу через Данию.

Сколько ниток в будущем газопроводе неизвестно, планируемая мощность - 10 млрд м3/год газа.

Проект Baltic Pipe состоит из 5 основных компонентов:

- морской газопровод, который свяжет норвежскую ГТС в Северном море с датской ГТС,

- сухопутный участок, предусматривающей расширение существующей датской ГТС, соединяющей западное и восточное побережье страны,

- компрессорная станция в Дании, расположенная в восточной части о Зеландия,

- морской газопровод в Балтийском море между Данией и Польшей,

- сухопутный участок на территории Польши, для которого потребуется расширение польской ГТС.

Протяженность участка МГП Baltic Pipe по дну Балтийского моря составит 230 км.

Примерная стоимость строительства газопровода составит 1,7 млрд евро.

Это очень дорого и экономическая целесообразность проекта вызывает большие вопросы.

Логика подсказывает, что если экономическая составляющая сомнительная, то речь идет о политике.

Но проект явно антироссийский, а в нынешнем контексте - очень правильный.

Поэтому о политической составляющей МГП Северный поток-2 начинают говорить даже союзники проекта, а в Baltic Pipe его не замечают.

Если вернуться к экономике, то большинство читателей Neftegaz.RU (30% ответивших) считают, что низкая или даже нулевая рентабельность проекта нивелирует все его плюсы.

Примерно такое же число участников опроса (31%) отметили, что нет смысла говорить о преимуществах проекта, пока он не построен.

Польша. Норвегия. Дания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 апреля 2018 > № 2583866


Италия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 13 апреля 2018 > № 2583789

Пятница, 13-е. Eni остановила добычу на платформе Голиаф из-за пожара в сауне.

На платформе Голиаф (Goliat) произошел очередной инцидент, заставив оператора проекта Eni прекратить добычу.

Возгорание произошло 13 апреля 2018 г в 6:30 утра.

С технологическим процессом пожар не связан - возгорание обнаружено в сауне в жилых помещениях плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) Goliat

Пострадавших в результате инцидента нет, все соответствующие органы были уведомлены.

Однако добычу нефти на FPSO Голиаф Eni была вынуждена остановить.

Ситуация была взята под контроль, положение нормализуется.

Однако Eni Norge серьезно относится к этому инциденту и начинает расследование, чтобы найти причины и избежать подобных ситуаций в будущем.

Причины для серьезного отношения Eni к инциденту с небольшим пожаром в сауне понятен.

Проблемы сопровождали FPSO Голиаф еще на этапе строительства.

Hyundai Heavy Industries, строившая платформу, пошла на ряд технических упрощений, которые привели к снижению стандартов проекта FPSO.

В 2014 г стало известно, что Hyundai не соблюдает в должной мере норвежские шельфовые стандарты.

Казалось, что проблемы удалось решить и с отставанием на 2 года, FPSO Голиаф в 2016 г все-таки вступило в строй.

Но эксплуатация платформы Голиаф стабильной не назовешь.

Чуть более чем за 1,5 года с момента запуска платформа останавливалась по меньшей мере 7 раз из-за многочисленных неполадок и несоблюдения требований безопасности.

А в октябре 2017 г платформа была остановлена по решению норвежских властей.

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

К большому сожалению, этот риск реализовался.

FPSO Голиаф построена для разработки одноименного месторождения в Баренцевом море, в 85 км к северу-западу Хаммерфест.

Добыча нефти на Голиафе - совместный проект Eni (65%) и Statoil (35%).

Ресурсная база проекта составляет 174 млн барр.

FPSO может добывать более 100 тыс барр/сутки сырой нефти и 3,9 млн м3/сутки газа.

Емкость резервуаров хранения составляет 1 млн барр нефти.

Платформа построена в необычном, круглом, дизайне, ее диаметр составляет 112 м, высота - 75 м, вес - около 52 тыс т.

Италия. Норвегия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 13 апреля 2018 > № 2583789


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

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

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

Об этом Statoil сообщила 11 апреля 2018 г.

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

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

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

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

Тогда речь шла о нескольких сотнях млн барр нефти.

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

Доля Total на этом участке достигла 32,5%.

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

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

Statoil уже имеет доли на 8 месторождениях в Мексиканском заливе.

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

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


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

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

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

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

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

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


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

Норвегия анонсирует требования к морским нефтегазовым платформам нового поколения.

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

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

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

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

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

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

Не случайно Statoil решила изменить свое название на Equinor.

Statoil использует МНП 6-го поколения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Компании должны решать все возрастающие по сложности задачи:

- деятельности МП в условиях Арктики;

- сокращения выбросов углекислого газа CO2;

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

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

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

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

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

Это создает предпосылки для прихода на рынок новых МП.

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

CS-60 ECO будет самой совершенной МНП на шельфе Норвегии

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

Стоимость - 425 млн долл США.

Срок поставки -2021 г.

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

Падение цен на нефть сыграло плохую шутку с рынком МП.

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

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

Это можно пояснить на примере.

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

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

МП следующего поколения, вероятно:

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

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

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

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

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

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

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

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


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

OMV успешно пробурила 2 скважины на шельфе Норвежского моря.

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

Об этом OMV сообщила 4 апреля 2018 г.

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

OMV является оператором и владеет долей участия 30%.

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

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

Глубина воды в этом районе составляет 342 м.

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

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

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

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

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

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

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

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

Запасы месторождения составляют по предварительным оценкам более 241 млн бнэ.

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


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

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

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

Об этом Statoil сообщила 3 апреля 2018 г.

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

Договоры вступают в силу с 1 октября 2018 г.

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

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

Контракты направлены на улучшение совместной конкурентоспособности компаний.

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

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

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

Также Statoil приобрела 40% в Garantiana.

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


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

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

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

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

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


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

Компания Statoil получила лицензию на 4 блока на шельфе Бразилии.

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

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

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

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

И 1ый и 2ой блок будет эксплуатироваться Petrobras.

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

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

Блоки будут эксплуатироваться компанией BP.

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

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

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

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

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

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


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

Литва привязалась к судну-хранилищу СПГ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

Aker BP представил PDOs 15 декабря 2017 г.

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

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

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

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

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

Характеристики платформы Valhall Flank West:

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

- будет полностью электрифицирована;

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

- 12 скважин, в тч 6 - на перспективу;

- наличие вертолетной площадки;

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

Сборку платформы планируют начать в мае 2018 г.

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

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

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

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

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

Месторождение Скогул повысит эффективность FPSO Альвхайм

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

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

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

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

Извлекаемые запасы - около 10 млн бнэ.

Начало добычи запланировано на 1й квартал 2020 г.

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

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

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

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


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

Норвегия обеспечит широкополосным интернетом обширные области в Арктике.

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

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

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

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

Спутники планирует запустить компания Space Norway AS в 2022 г.

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

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

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


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

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

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

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

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

Также лицензиями в блоке владеют Statoil и Petoro.

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

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

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

В скважине не было контакта газа и воды.

Предварительные оценки:

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

- 1 - 3 млн м3 извлекаемого газового конденсата.

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

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

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

Глубина воды на участке недр составляет 1219 м.

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

Польша хочет покупать природный газ из Норвегии через Прибалтику.

Второй путь диверсификации - импорт сжиженного газа (СПГ).

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

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

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

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

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

Неоднократно озвучивалась также возможность перейти на краткосрочные контракты.

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

Предположительно он будет введен в эксплуатацию в 2022 г.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

В 2005 году судно было сдано в аренду норвежской компании.

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

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

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

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

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

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


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

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

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

Экологи -Активисты предприняли очередную акцию 22 марта 2018 г.

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

Визитеры дерзко потребовали встречи с капитаном ППБУ.

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

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

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

Тезисы от Гринпис:

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

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

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

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

Тезисы Statoil:

- действия экологов - активистов не помешают работе;

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

- ППБУ West Hercules обеспечит безопасную и эффективную работу.

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

ППБУ пока находится в порту Hanoytangen на западе Норвегии.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

А ведь ППБУ - объект повышенной опасности.

Норвегия глубоко заинтересована в шельфе Баренцева моря.

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

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

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

Не дремлют экологи - активисты и у берегов США.

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


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

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

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

Об этом Statoil сообщила 20 марта 2018 г.

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

Также Statoil приобрела 40% в Garantiana.

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

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

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

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

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

Martin Linge было открыто еще в 1978 г.

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

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

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


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

Statoil сменит название на Equinor.

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

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

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

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

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

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


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

Statoil изменит название на Equinor.

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

Об этом Statoil сообщила 15 марта 2018 г.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

Statoil меняет название на Equinor.

Новое название подчеркивает норвежское происхождение компании.

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

Добыча нефти и газа удержалась на рекордно высоком уровне

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

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

Wintershall DEA в роли ключевого игрока в Европе

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

Россия остается главным приоритетным регионом

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

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

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

Норвегия: ожидания превзойдены

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

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

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

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

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

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

Южная Америка: инвестиции в будущее

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

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

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

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

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

Добыча в родной стране как вклад в энергобезопасность

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

По его мнению, санкции больше касаются арктических проектов.

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

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

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

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

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

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

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

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

Компании имеют богатый опыт обхода антироссийских санкций.

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


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

Statoil проведет разведочное бурение установкой West Phoenix в Северном море.

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

Об этом Statoil сообщила 5 марта 2018 г.

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

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

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

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

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

Сообщается что буровые вышки соответствующие потребностям Statoil есть у Seadrill.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

Statoil продолжит сотрудничество с Роснефтью, не последует примеру ExxonMobil.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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


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

На 15% повышена оценка углеводородных запасов Норвегии.

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

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

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

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

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

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


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

ГАЗОВЫЙ КРИЗИС В ЕВРОПЕ

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

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

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

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

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

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

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

Николай Иванов

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


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

Сказки северных морей: как Норвегия развивает рынок сжиженного природного газа

Татьяна Митрова

Директор Энергетического центра Московской школы управления Сколково

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

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

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

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

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

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

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

«Кнут и пряник» ради снижения выбросов

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

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

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

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

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

Перспективы СПГ в российской Арктике

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

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

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

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

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


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

Первая автоматическая нефтяная платформа введена в эксплуатацию на норвежском шельфе.

Использование такого решения позволило Statoil существенно сократить издержки.

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

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

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

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


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

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

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

Об этом 27 февраля 2018 г сообщила Statoil.

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

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

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

Были инициированы меры по цифровизации, а извлекаемые запасы увеличились.

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

Отмечается, что это первая работа, выполняемая этой установкой.

Эта современная установка повысит безопасность и эффективность буровых работ.

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

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

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

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

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

Там же будет организовано обучение и тренинг персонала.

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

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

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

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

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

Помимо Oseberg H в общей сложности запланировано 9 скважин.

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

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


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

Возрастают инвестиции в нефтегазовую отрасль Норвегии.

Инвестиции в норвежскую нефтегазовую отрасль возрастут впервые с 2014 года.

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

Был установлен исторический рекорд в 124 млрд м3.

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

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

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

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

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

Норвегия является крупнейшей нефтегазодобывающей страной в Европе.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

Чистая прибыль Statoil в IV квартале 2017 года превысила прогноз.

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

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

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

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

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

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


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter