МОСКВА, 19 фев. Мировая добыча газа в 2024 году вырастет на 2,8%, до 4,162 триллиона кубометров, причем примерно треть добычи придется на Северную Америку, пятая часть — на страны СНГ, говорится в февральском докладе Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ).

Согласно приложенной таблице, добыча газа в Северной Америке составит 1,305 триллиона кубометров (+2%), странах СНГ — 817 миллиардов (+4,2%), Ближнем Востоке — 723 миллиарда (+3,3%), Азиатско-Тихоокеанском регионе — 671 миллиард (+2,1%), в Африке — 264 миллиарда (+4,8%), Европе — 220 миллиардов (+2,8%), Латинской Америке и Карибском бассейне — 162 миллиарда (+0,6%).

Наибольший абсолютный прирост, как прогнозируется, придется на страны СНГ — 33 миллиарда кубометров, Северную Америку — 26 миллиардов, Ближний Восток — 23 миллиарда.

Уточняется, что добыча газа в 2023 году выросла на 0,8%, до 4,048 триллиона кубометров. Рост пришелся в основном на Северную Америку, Ближний Восток и Азиатско-Тихоокеанский регион, тогда как добыча в Европе и странах СНГ снизилась.

По оценкам, в США в прошедшем году рост составил 42 миллиарда кубометров по сравнению с предыдущим годом, в основном за счет увеличения добычи попутного газа на месторождениях сланцевой нефти, говорится в докладе. На Ближнем Востоке добыча газа выросла примерно на 19 миллиардов кубометров, причем основной вклад в этот рост внесли Иран, Катар и Саудовская Аравия, также отметили в ФСЭГ.

Значительная часть роста придется на страны СНГ, говорится в отчете Форума стран - экспортеров газа

МОСКВА, 19 февраля. Мировая добыча газа в 2024 году может увеличиться на 2,8% по сравнению с предыдущим годом, до 4,162 трлн куб. м, причем значительная часть роста придется на страны СНГ. Об этом говорится в отчете Форума стран - экспортеров газа (ФСЭГ).

В частности, добыча в Северной Америке может вырасти на 2% - до 1,305 трлн куб. м, на Ближнем Востоке - на 3,3%, до 732 млрд куб. м.

При этом в странах СНГ в 2024 году рост может превысить 4% - до 817 млрд куб. м, что выше показателей предыдущих двух лет, но ниже уровня 2021 года (910 млрд куб. м).

В АТР добыча газа может возрасти на 2%, в Африке - на 4,8%, в странах Латинской Америки - на 0,6%. В Европе также возможен рост на 2,8% - до 220 млрд куб. м. 

АНК «Башнефть» (входит в структуру «Роснефти») в 2023 году за счёт успешного проведения геологоразведочных работ прирастила запасы углеводородов 24,4 млн тонн нефтяного эквивалента, коэффициент восполнения добычи запасами составил 135%.

Ежегодно «Башнефть» обеспечивает полное восполнение добычи жидких углеводородов за счет прироста запасов. Таким образом компания эффективно выполняет поставленные задачи по обеспечению топливной безопасности республики и страны, а также продлевает жизнь зрелых месторождений в Башкортостане.

По результатам бурения поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин геологи «Башнефти» в 2023 году открыли 32 новые залежи нефти на разрабатываемых месторождениях, расположенных преимущественно в Республике Башкортостан, а также в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре.

За последние 5 лет специалисты «Башнефти» открыли 7 нефтяных месторождений и 298 новых залежей нефти на разрабатываемых месторождениях, большинство из которых находятся на территории Республики Башкортостан. Применение высокоэффективных геолого-технических мероприятий и внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи позволили провести масштабную переоценку запасов зрелых месторождений компании.

Всего за период с 2019 по 2023 годы «Башнефть» прирастила запасы нефти и газа промышленной категории в объёме более 170 млн тонн нефтяного эквивалента.

Повышение эффективности восполнения запасов является одним из ключевых элементов стратегии развития «Роснефти». Компания ежегодно восполняет не менее 100% добываемых углеводородов.

Справка:

АНК «Башнефть» – одно из старейших предприятий нефтегазовой отрасли страны, осуществляющее полный производственный цикл – добычу нефти и газа, их переработку и выпуск нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. Ключевые добычные активы «Башнефти» расположены в Республике Башкортостан. «Башнефть» также ведёт разработку месторождений на территории Ханты-Мансийского и Ненецкого автономных округов, Оренбургской области, Республики Татарстан и Пермского края

В пресс-службе ведомства напомнили, что 9 июня 2023 года при поднятии бурильной трубы на скважине 303 произошло возгорание природного газа с продолжительностью 200 суток.

Специалистами департамента экологии неоднократно проводились замеры атмосферного воздуха, результаты которых показали превышения загрязняющих веществ, в том числе по метану.

25 декабря 2023 года горение на скважине было потушено.

В январе текущего года департаментом экологии была открыта внеплановая проверка, которая выявила превышения предельно-допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе по метану в 480 раз, в почве по нефтепродуктам на 168,13 мг/кг.

В сообщении отмечается, что согласно выданному разрешению, бурение скважины должно было начаться в 2024 году, однако началось в мае 2023 года.

— По итогам проверки предприятию выдано предписание о необходимости разработки программы ремедиации по устранению причиненного экологического ущерба, а также соблюдению нормативов эмиссий в окружающую среду. Составлено 4 административных протокола. По предварительным расчетам штраф составит более 350 млн тенге, — добавили в департаменте.

Ранее анализ спутниковых снимков, предоставленный BBC Verify, показал, что данная утечка стала одной из самых крупных на планете за всю историю наблюдений.

Осло, 19 фев - Норвежское управление по океанической отрасли (Norwegian Ocean Industry Authority, NOIA) выдало Equinor разрешение на бурение разведочных скважин 5/3-13 S и 15/3-13 A в Северном море.
Об этом пресс-служба NOIA сообщила 16 февраля 2024 г.

Ожидается, что эти разведочные скважины помогут Equinor освоить участок недр Brokk, расположенный на глубине 110 м.
Работы будут проводиться в рамках 2^х лицензий на добычу - PL025 и PL187:

• обе лицензии действительны до 10 сентября 2032 г.
• Equinor является оператором с долей участия 36%,
• другие участники:

Бурение скважин будет осуществляться с использованием полупогружной буровой установки (ППБУ) Deepsea Stavanger:

• это ППБУ 6^го поколения, улучшенной конструкции GVA 7500;
• построена в 2010 г. на южнокорейской верфи DSME;
• предназначена для работы в суровых условиях;
• длина - 118,6 м;
• ширина - 96,7 м;
• вмещает 157 человек;
• способна работать на глубине до 3 тыс. м;
• максимальная глубина бурения - 10 670 м;
• принадлежит Odfjell Drilling;
• подтверждение соответствия (AoC) от PSA было получено в апреле 2017 г.;
• Equinor зафрахтовала ППБУ в мае 2021 г.

С начала 2024 г. минимум 3 разведочные скважины, пробуренные компанией в Северном море с целью обнаружения нефтяных залежей, оказались сухими:

• скважина 30/4-4, пробуренная примерно в 7 км к северу от месторождения Martin Linge Северном море и в 180 км к западу от Bergen;
• скважина 35/11-28 S (Harden sør), пробуренная в 9 км к западу от месторождения Fram;
• скважина 30/12-3 A пробуренная в 40 км к югу от месторождения Oseberg и в 150 км к западу от Bergen.

Успешное бурение тоже было - скважина 30/12-3 S обнаружила нефтяную залежь в формации Tarbert интервалом 3,5 в песчаниках со средним коллекторским качеством, извлекаемые запасы составляют от 0,15 до 0,55 млн см³ н.э.

В 2023 г. норвежская государственная нефтегазовая компания открыла несколько месторождений на норвежском континентальном шельфе в Северном море:

Equinor последовательно придерживается позиции, что даже небольшие открытия рядом с существующей инфраструктурой дают большой эффект, поскольку требуют меньшего объема для коммерческой разработки и могут быть быстро введены в эксплуатацию сравнительно быстро и с низким уровнем выбросов CO₂.
Компания также считает, что для сокращения добычи на континентальном шельфе необходимо продолжать геологоразведочные работы (ГРР).
По итогам APA-2023 Equinor получила 39 лицензий на добычу - 14 в качестве оператора, 25 в качестве партнера.
В том числе 18 лицензий на добычу в Северном море, 13 - в Норвежском и 8 - в Баренцевом. Автор: А. Гончаренко

Глубоководная добыча полезных ископаемых «кажется неизбежной», поскольку борьба за важнейшие полезные ископаемые обостряется. Об этом заявил телеканалу CNBC глава межправительственной организации Международный орган по морскому дну (ISA) Майкл Лодж.

«Очевидно, что сейчас мы достигаем очень высокого уровня интереса, поэтому я бы сказал, что да, это кажется неизбежным», — ответил Лодж на вопрос, является ли начало глубоководной добычи ископаемых лишь вопросом времени.

По словам главы ISA, глобальный интерес к глубоководной добыче полезных ископаемых поднялся до уровня, невиданного с 1970-х годов, при этом сторонники воодушевлены потенциальной ролью отрасли в энергетическом переходе.

Одним из основных факторов промышленного интереса Лодж назвал потенциальную возможность добычи большего количества полезных ископаемых по эквивалентной или более низкой цене по сравнению с тем, что может быть добыто на суше.

Лодж подчеркнул, что спрос на полезные ископаемые растет в геометрической прогрессии.

ISA готовится продолжить переговоры по глубоководной добыче полезных ископаемых в марте. CNBC пишет, что предстоящее заседание Совета по надзору за морским дном будет направлено на выработку нормативной базы, которая, в случае принятия, сделает возможным глубоководную добычу полезных ископаемых в коммерческих масштабах.

Международный орган по морскому дну (ISA) — это автономная международная организация, созданная в 1994 году на основании Конвенции ООН по морскому праву.

Она регулирует добычу полезных ископаемых и связанную с ними деятельность на территории, которая охватывает около 54% Мирового океана. В группу входят 168 государств-членов и Европейский союз. Штаб-квартира организации находится в столице Ямайки.

Осло, 19 фев - Норвежская Aker BP получила разрешение на проведение разведочного бурения в Северном море на участке недр Alvheim Deep.
Об этом пресс-служба Norwegian Ocean Industry Authority (NOIA) сообщила 16 февраля 2024 г.

Буровые работы будут проводиться в рамках лицензии на добычу PL203, которая была выдана 2 февраля 1996 г. и действительна до 2 февраля 2032 г.
Aker BP выступает оператором с долей участия 80%.
Оставшиеся 20% принадлежат ее партнеру по проекту ConocoPhillips Skandinavia.

Глубина воды на участке недр составляет 120 м.
Бурение разведочной скважины 24/6-5 будет осуществляться с помощью самоподъемной буровой установки (СПБУ) Noble Integrator:

• построена на верфи Keppel FELS в Сингапуре,
• дата постройки - 2014 г.,
• вмещает 150 человек;
• способна работать на глубине воды 492 фут.,
• максимальная глубина бурения составляет 40 тыс. фут;
• в январе 2023 г. Aker BP заключила соглашения с подрядчиками по морскому бурению Noble Corporation, Odfjell Drilling и Halliburton для проведения буровых работ на норвежском континентальном шельфе (NCS).

Aker BP является оператором 6 месторождений на NCS: Alvheim, Ivar Aasen, Skarv, Edvard Grieg, Ula и Valhall, а также является партнером Equinor по проекту разработки месторождения Johan Sverdrup в Северном море с долей участия 31,5%.
В компании считают, что NCS обладает значительными объемами углеводородов, но также отмечают, что открытия меньше, а породы-коллекторы сложнее.

В 2023 г. добыча углеводородов в Норвегии составила порядка 233 млн м³ нефтяного эквивалента (н.э.), что соответствует около 4 млн б.н.э./сутки.
Таким образом, показатель остался на уровне 2022 г.
Добыча нефти в 2023 г. выросла на 6,4%, природного газа - уменьшилось на 5,3% в связи с внеплановыми и длительными остановками для техобслуживания на нескольких береговых объектах и месторождениях.
На конец 2023 г. на шельфе Норвегии действовало 92 месторождения, еще 27 проектов находились на стадии разработки.
Всего норвежские нефтегазовые компании за 2023 г. пробурили 34 скважины, из которых 23 - поисковые, на 14 из них были обнаружены запасы углеводородов.

По итогам Awards in predefined areas 2023 (APA-2023) Aker BP получила 27 лицензий на добычу, включая 17 операторских.

В 2024 г. Aker BP совместно с Equinor пробурила 2 разведочные скважины в Северном море на блоке 30/12:

• скважина 30/12-3 S обнаружила нефтяную залежь в формации Tarbert интервалом 3,5 в песчаниках со средним коллекторским качеством, извлекаемые запасы составляют от 0,15 до 0,55 млн см3 н.э;
• скважина 30/12-3 A оказалась сухой.

Автор: А. Гончаренко

Тель-Авив, 19 фев - Американская Chevron объявила о принятии окончательного инвестиционного решения (FID) по 2^й фазе расширения газового проекта Tamar (Тамар) в Израиле.
Об этом пресс-служба компании сообщила 18 февраля 2024 г.

Управляющий директор подразделения Chevron в Восточном Средиземноморье Д. Юинг заявил, что принятие FID отражает неизменную приверженность компании Chevron к партнерству с государством Израиль в целях дальнейшего развития его энергетических ресурсов в интересах внутреннего и регионального рынков природного газа.

2^й этап расширения Tamar

• направлен на увеличение производственных мощностей за счет модернизации существующих компрессоров на береговом терминале в г. Ашдод;
• ожидаемый результат - увеличение добычи природного газа до 1,6 млрд фут³/сутки;
• этот этап является продолжением 1^го, в рамках которого был построен 150-километровый газопровод, соединяющий месторождение Tamar непосредственно с морской платформой;
• оба этапа расширения месторождения Tamar планируется завершить в 2025 г.;
• по данным Tamar Petroleum, инвестиции в проект составят около 24 млн долл. США.

Партнерами по проекту являются Chevron (оператор, 25%), Isramco (28,75%), Tamar Petroleum (16,75%), Mubadala Energy (11%), Tamar Investment 2 (11%), Dor Gas (4%), Everest (3,5%).

Месторождение Tamar

• газоконденсатное месторождение (ГКМ), расположенное в Левантийском осадочном бассейне на континентальном шельфе Израиля;
• было открыто в 2009 г.;
• газовая ловушка мощностью 140 м обнаружена в подсолевых отложениях раннего миоцена;
  
• эксплуатация началась 4 года спустя, в марте 2013 г., для удовлетворения внутренних потребностей в природном газе;
• площадь месторождения составляет 250 км²;
• толщина продуктивных пластов достигает 300 м;
• глубина моря на участке недр - около 1,7 тыс. м;
• начальные извлекаемые запасы природного газа - 307 млрд м³;
• добыча - 28 млн м³/сутки или 10,25 млрд м³/год;
• проект Тамар включает в себя 6 эксплуатационных скважин и подводный добычной комплекс (ПДК).

Напомним, что вскоре после начала активного противостояния между Израилем и ХАМАС 7 октября 2023 г. добыча на месторождении Tamar была остановлена по приказу Минэнерго Израиля.
В отношении месторождений Левиафан и Кариш (Karish, с ивр. Акула) подобных распоряжений не последовало.
Также был прекращен экспорт газа в Египет по магистральному газопроводу (МГП) East Mediterranean Gas (EMG), являющемуся основной инфраструктурой передачи газа из Израиля в Египет.
При этом полностью поставки газа из Израиля в Египет не прекращались, но шли через газотранспортную систему (ГТС) Иордании в сниженных объемах, что для партнеров по проекту Левиафан обернулось дополнительным расходами на транспортировку.
Добыча газа на месторождении Тамар возобновилась 13 ноября, а 14 ноября - поставки газа в Египет по МГП EMG.

Автор: А. Гончаренко

Добыча составила 6,434 млн тонн нефти и 2,11 млрд куб. м газа

МОСКВА, 19 февраля. Прирост запасов "Русснефти" в 2023 году составил 130%, добыча - 6,434 млн тонн нефти и 2,11 млрд куб. м газа, сообщила компания.

Прирост запасов оценивается в 8,3 млн тонн нефти, в основном он был обеспечен за счет программы бурения на Тагринском месторождении. Восполнение запасов в категории трудноизвлекаемых составило 174%.

Объем добычи нефти за отчетный период снизился почти на 7%, газа - на 5%, следует из сообщения. Уровень утилизации попутного нефтяного газа составил 96,6%, компания ввела в эксплуатацию 69 новых нефтяных скважин, проходка бурением составила 256 745 м. 

Москва. 19 февраля. Прирост запасов нефти ПАО "НК "РуссНефть" в 2023 году составил 8,3 млн тонн, коэффициент восполнения добычи запасами - 130%, сообщает компания.

В основном прирост запасов обеспечен за счет программы бурения на Тагринском месторождении.

Восполнение трудноизвлекаемых запасов составило 174%.

"В 2023 году компания ввела в эксплуатацию 69 новых нефтяных скважин, проходка бурением составила 256 745 метров. Показатель межремонтного периода механизированного фонда скважин достиг 834 суток. С 2015 года рост межремонтного периода составил 328 суток. Эффект от дополнительных мероприятий по оптимизации производственных затрат составил около 1,4 млрд рублей", - отмечает НК.

Ранее сообщалось, что в прошлом году "РуссНефть" добыла 6,434 млн тонн нефти и 2,11 млрд кубометров газа. Уровень утилизации попутного нефтяного газа составил 96,6%.

Москва. 19 февраля. Добыча углеводородов "Роснефти" в 2023 году составила 269,8 млн т нефтяного эквивалента, в том числе добыча жидких углеводородов - 193,6 млн т, сообщила компания.

Добыча газа в 2023 году составила 92,7 млрд куб. м (без учета газа, направленного на прочие технологические нужды).

В 2022 году добыча углеводородов "Роснефти" составляла 5,1 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки, добыча газа - 74,4 млрд куб. м.

По результатам проведения аудита запасов по международной классификации PRMS запасы углеводородов "Роснефти" по категории 2Р на конец 2023 года составили 11,4 млрд т н.э. Восполнение добычи приростом 2Р запасов превышает 100%.

В 2023 году на суше в России было завершено испытание 73 скважины с рекордной успешностью 90%. Открыто два месторождения и 133 новые залежи углеводородов с запасами по категории АВ1С1+B2С2 в объеме 0,1 млрд т н.э. Проходка в эксплуатационном бурении в 2023 г. составила 12 млн м, в эксплуатацию введены 3,2 тыс. новых скважин, причем 71% из них - горизонтальные.

Объем переработки нефти в России в 2023 году составил 88 млн т, выход светлых нефтепродуктов увеличился до 58,6%, глубина переработки нефти составила 76,2%.

В 2023 году произведено более 900 т катализаторов гидроочистки дизельного топлива и катализаторов защитного слоя, более 200 т катализаторов риформинга и около 160 т катализаторов и адсорбентов для установок производства водорода.

В 2023 году компания реализовала на внутреннем рынке 42,4 млн т нефтепродуктов, в том числе 13 млн т бензина и 17,2 млн т дизельного топлива.

"Роснефть" в прошлом году реализовала на бирже 8,7 млн т моторного топлива, что более чем в два раза выше норматива.

Москва. 20 февраля. Швейцарская Transocean Ltd., один из крупнейших операторов шельфовых нефтяных платформ в мире, завершила 2023 год с чистым убытком в размере $954 млн, или $1,24 в расчете на акцию, сообщается в пресс-релизе.

По итогам 2022 года убыток компании составлял $621 млн, или $0,89 на акцию.

Скорректированный убыток в прошлом году вырос до $739 млн с $648 млн годом ранее.

Выручка от контрактов на бурение тем временем повысилась на 10% и составила $2,83 млрд.

В четвертом квартале чистый убыток составил $104 млн, или $0,13 на акцию, по сравнению с убытком в $220 млн, или $0,28 на акцию, за предыдущий квартал. Выручка повысилась до $741 с $713 млн кварталом ранее.

Акции Transocean в Лондоне и в Нью-Йорке за последние три месяца подешевели примерно на четверть.