Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. 10 лет назад, 21 сентября 2016 г., в промышленную эксплуатацию было введено Восточно-Мессояхское месторождение – самый северный материковый нефтепромысел России. Он расположен на полуострове Гыдан, в 250 км за Полярным кругом. Проект разрабатывается в условиях сурового климата Крайнего Севера, автономии и крайне непростой геологии, что требует особых подходов к разработке.

10 лет промышленной добычи

Разработку Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) ведет «Мессояханефтегаз», совместное предприятие «Газпром нефти» (оператор) и «Роснефти».

Геологически Восточно-Мессояхское НГКМ непростое, с глубиной залегания продуктивных пластов от 800 до 3500 м, причем залежи характеризуются прерывистостью по площади, блоковым строением и наличием газовых шапок.

Основной объект разработки, пласт ПК1-3, залегает на небольшой глубине (около 840 м), но его особенности – низкая пластовая температура (16°С), высокая плотность и вязкость нефти, слабосцементированный коллектор с разломами и трещинами, чередование нефтяных толщ с водоносными и газовыми пластами – делают разработку сложной задачей.

Цифровые инструменты и точно подобранные инженерные решения позволяют команде предприятия эффективно добывать сложную мессояхскую нефть – накопленная добыча на Восточно-Мессояхском НГКМ в 2026 году превысила 45 млн т нефти.

Цифровая буровая

Основным ответом на геологические вызовы стали высокотехнологичные скважины Fishbone («рыбья кость»). Их конструкция предполагает строительство боковых ответвлений от горизонтального ствола скважины, что дает рисунок, похожий на скелет рыбы. Такая технология позволяет увеличить охват нефтенасыщенных участков и повысить продуктивность скважин, не задевая при этом соседние газовые или водоносные пласты.

Мощность нефтеносного пласта на отдельных участках не превышает 5 м, и это требует высокой точности при строительстве скважин сложной конструкции. Такую точность помогает обеспечить проект цифровизации бурения, стартовавший на Мессояхе в 2022 г.



Нефтяники «Мессояхи» первыми в России реализовали цифровое бурение полного цикла – от создания компьютерной модели скважины до сдачи скважины в эксплуатацию. Программный комплекс с технологиями искусственного интеллекта интегрирован в работу буровой установки и в режиме автопилота контролирует процесс. Он обеспечивает мониторинг и передачу данных в Центр управления строительством скважин в Тюмени, специалисты которого помогут корректировать программу автоматизированного комплекса непосредственно в ходе бурения.

Сегодня автоматизацией охвачено 100% парка буровых установок на Мессояхе. С помощью интеллектуальных систем построено около 130 скважин. Скорость строительства скважин удалось увеличить на 12% из расчета на весь цикл строительства, а на отдельных секциях механическая скорость выросла до 40%. Кроме того, применение цифровых решений существенно повышает безопасность бурения.

…и Цифровой куст

Цифровые инструменты на Восточно-Мессояхском месторождении позволяют не только повысить скорость и безопасность строительства скважин. На этапе добычи в дело вступают программно-аппаратные комплексы, обеспечивающие безопасное и эффективное управление фондом скважин.

Системы видеоаналитики, телеметрии, компьютерного зрения и датчики контроля позволяют дистанционно регулировать работу скважинного оборудования, сокращая время и трудозатраты операторов и технологов на обеспечение бесперебойной работы площадок добычи.

Особое внимание уделяется безопасности. Системы видеоаналитики с элементами машинного зрения определяют потенциально опасные ситуации, нарушения производственной безопасности и правил эксплуатации технологического оборудования.

Проект «Цифровой куст» прошел стадию пилота в 2023 г. и на данный момент масштабирован на все кустовые площадки нефтепромысла. Количество выездов специалистов для визуального осмотра и контроля работы оборудования кустовых площадок сократилось в семь раз, объем ручных технологических операций – на треть.

Комплексный контроль операционных процессов осуществляется Центром управления добычей в Тюмени. Но специалисты компании исследуют и другой подход, стремясь приблизить обработку данных к их источнику с использованием периферийных вычислений (Edge). Это позволяет более оперативно анализировать информацию, быстрее реагировать на отклонения и снижать нагрузку на каналы связи, а в дальнейшем и управлять кустовой площадкой в адаптивном режиме при помощи алгоритмов.

Двойники и роботы

Цифровые двойники выступают основными инструментами, которые используются Интегрированным центром разработки месторождений, созданным в тюменском офисе «Мессояханефтегаза». Программные платформы центров управления добычей и бурением синхронизированы с реальными производственными процессами и помогают оперативно рассчитывать оптимальные сценарии добычи в горизонте от суток до года с учетом уникальных геологических особенностей пластов, технологических параметров и возможностей инфраструктуры Восточно-Мессояхского нефтепромысла.



Цифровые и роботизированные проекты составляют значительную часть технологического портфеля «Мессояханефтегаза». Роботизированный беспилотный комплекс осуществляет геодезический мониторинг промысловых трубопроводов. С помощью высокочувствительных сенсоров проводится сбор данных о пространственных параметрах промышленных сооружений. Технология позволяет фиксировать малейшие изменения положения конструкций. Созданные по результатам съемок цифровые геодезические двойники автоматически загружаются на единую платформу и сопоставляются с эталонной моделью проектного положения объекта. Алгоритмы выявляют отклонения и помогают оперативно контролировать надежность наземных конструкций. Технология в 10 раз ускорила проведение геодезических замеров и повысила их точность. В настоящий момент создана цифровая модель 180 километров трубопроводов Восточной Мессояхи. В планах предприятия распространить роботизированный аэромониторинг на всю линейную инфраструктуру нефтепромысла.



Еще одно роботизированное решение для нефтепромысла интегрировано в работу химико-аналитической лаборатории. Цифровой помощник может проводить трудоемкие рутинные операции по определению концентрации нефтепродуктов и шестикомпонентного состава пластовой воды. Результаты исследований робот автоматически загружает в общую информационную систему для дальнейшей работы с данными.

Автоматизация, цифровизация и роботизация на Мессояхе – не самоцель, а действенный инструмент повышения эффективности, безопасности и надежности работы огромного нефтепромысла. Цифровым помощникам нефтяники доверяют рутинные операции, освобождая специалистов для решения более сложных технологических задач.

Уникальный транспорт Мессояхи

В 2023 г. в регулярные рейсы по зимнику до Восточно-Мессояхского месторождения вышли первые беспилотные КАМАЗы, что повысило эффективность и безопасность доставки грузов на месторождение, работающее в условиях ямальской автономии.

Беспилотные КАМАЗы – не единственное уникальное транспортное решение на Мессояхе. Работа автономного промысла в хрупкой экосистеме тундры требует особых экологических решений.



Одной из визитных карточек Восточно-Мессояхского НГКМ являются ТРЭКОЛы – колесные снегоболотоходы на шинах сверхнизкого давления. Эти машины адаптированы к эксплуатации в условиях тундры, болот и глубокого снега. При передвижении они не повреждают чувствительный тундровый слой.

Еще один тип техники, который интегрирован в систему жизнеобеспечения автономного нефтепромысла, – суда на воздушной подушке, которые являются альтернативой вертолетным грузоперевозкам. Они могут передвигаться по воде, суше, льду и снегу практически в любую погоду. При выходе на сушу амфибия не наносит вреда поверхности тундры, что делает этот вид транспорта максимально экологичным.

Промысел для людей

Роботизированные технологии присутствуют и в вахтовом жилом комплексе, где поддерживать чистоту и порядок помогают роботы-уборщики и роботы-пылесосы. Но это лишь маленькая деталь, дополняющая картину современного и комфортабельного ВЖК на Мессояхе.

Удобные комнаты для сотрудников, чистая просторная столовая, продуманное и разнообразное питание, спортивный зал, где тренируются футбольная, волейбольная и баскетбольная команды, тренажерный зал, оборудованный на уровне хорошего фитнес-центра, – все это создает комфортные условия для жизни людей, работающих на уникальном проекте в условиях Крайнего Севера.



Особое внимание уделяется программам профилактики, диагностики и медицинской поддержки сотрудников. Скрининговые программы помогают выявлять заболевания на ранних стадиях и своевременно получать высокотехнологичное лечение.

Здравпункт «Мессояханефтегаза» полностью укомплектован для работы в автономии и помогает не только работникам промысла – на его базе ежегодно проходят комплексные медосмотры для коренных жителей заполярной территории. Компания реализует и другие проекты социальной направленности, в т.ч. образовательные, профориентационные, просветительские.

Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. ЛУКОЙЛ в 1-м полугодии 2026 г. снизил добычу углеводородов на 5,2%, переработку нефтяного сырья – на 9,6%.
Это следует из отчета эмитента ЛУКОЙЛа, размещенного в сервисе раскрытия корпоративной информации 18 сентября 2026 г.

Производственные показатели

По итогам 1-го полугодия 2026 г. добыча углеводородов группы ЛУКОЙЛ в России составила 1,722 млн бнэ/сутки, что на 5,2% ниже уровня 1-го полугодия 2025 г. Снижение объемов добычи ЛУКОЙЛ объяснил преимущественно инфраструктурными ограничениями, не дав более подробных пояснений.

Переработка нефтяного сырья на собственных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) ЛУКОЙЛа в России составила 18,8 млн т, что на 9,6% ниже уровня 1-го полугодия 2025 г. Снижение объема переработки в основном связано с ремонтными работами на НПЗ (для сравнения: Роснефть снизила объем переработки на 8,3%, до 35,5 млн т).

Нефтегаз.РУ напоминает, что у ЛУКОЙЛа в России действуют 4 НПЗ суммарной мощностью порядка 50 млн т/год:

• Нижегородский НПЗ (ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез, НОРСИ) в Кстово Нижегородской области – мощность 17 млн т/год,
• Волгоградский НПЗ (ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка) – мощность 15,7 млн т/год,
• Пермский НПЗ (ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез) – мощность 13,1 млн т/год,
• Ухтинский НПЗ (ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка) в республике Коми – мощность 4,0 млн т/год.

Все НПЗ компании подвергались атакам беспилотных летательных аппаратов (БПЛА), в т.ч. удаленные от границы с Украиной Пермский и Ухтинский. Основатель ЛУКОЙЛа В. Алекперов в начале сентября 2026 г. говорил, что компании достаточно 2-3 недель на восстановление НПЗ.

Финансовые результаты

Также ЛУКОЙЛ привел развернутый комментарий по финансовым результатам по МСФО за 1-е полугодие 2026 г., которую компания публиковала 28 августа 2026 г., а также привел важные для инвесторов показатели, не являющиеся показателями по МСФО (включая EBITDA):

• выручка выросла на 8,0% и составила 2,059 трлн руб.,
• EBITDA подскочила в 1,9 раза, до 815,342 млрд руб.,
• рентабельность EBITDA увеличилась на 18 п.п., до 40%,
• чистая прибыль, относящаяся к акционерам подскочила в 4,9 раза, до 430,907 млрд руб.,
• капзатраты снизились на 38,1%, до 239,137 млрд руб.,
• свободный денежный поток вырос в 1,7 раза, до 550,852 млрд руб.,
• чистый долг остался отрицательным, его объем составил -342 691 млрд руб., т.е. денежные средства и финансовые вложения превышают долг, отношение чистого долга к EBITDA за последние 12 месяцев составило -0,27,

Сильный рост финансовых показателей в значительной степени обусловлен деконсолидацией зарубежных активов и эффектом низкой базы. 22 октября 2025 г. США ввели ограничительные меры против ЛУКОЙЛа, после чего компания объявила объявила о намерении продать LUKOIL International GmbH (LIG). Все зарубежные активы, включая группу LIG, были деконсолидированы с 21 ноября 2025 г.

Также результаты компании поддержали положительная динамика цен на нефть и маржи переработки, что с лихвой компенсировало эффект от снижения производственных объемов. Также сказалось снижение убытка по курсовым разницам. Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Россия в июле 2026 г. увеличила поставки сжиженного природного газа (СПГ) в Китай на 43% по сравнению с аналогичным месяцем 2025 г. - до 951 тыс. т.
По данным Главного таможенного управления КНР, это максимальный объем российских поставок за последние почти 2 года = с сентября 2024-го.

По итогам июля Россия заняла 2-е место среди поставщиков СПГ в Китай, обойдя Малайзию. Крупнейшим поставщиком остается Австралия. В течение 2026 г. Россия и Малайзия несколько раз менялись 2-м и 3-м местами на фоне отсутствия поставок СПГ из Катара.

Объем производства СПГ в России в июле 2026 г. составил 2,34 млн т, по данным Росстата. В совокупности Китай, Япония, Южная Корея и Тайвань получили из России 1,36 млн т СПГ.

Крупнотоннажные мощности по производству СПГ в России представлены крупнотоннажными СПГ-заводами Сахалинской энергии (совладельцы - Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямалом СПГ (участники - НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.

При этом общий импорт СПГ в Китай в июле снизился на 19%, до 5,16 млн т. Доля реэкспорта в структуре импорта сократилась до 3,7% против 5,3% в июне. В июле две крупнотоннажные партии китайского СПГ были направлены в Сингапур.

Трубопроводный газ

В июле 2026 г. общий объем импорта трубопроводного газа в страну снизился на 6%, до 6,723 млрд м³.

Российские поставки в период летнего пика спроса находились на повышенном уровне - около 112 млн м³/сутки. Поставки природного газа из Туркменистана и Казахстана сократились на 8%, из Узбекистана - на 60%.

Снижение экспорта из стран Центральной Азии связано, в частности, с высоким внутренним спросом на газ на фоне повышенных температур в регионе.

С учетом трубопроводных поставок и СПГ Россия на протяжении нескольких лет остается крупнейшим поставщиком газа на китайский рынок. В июне на российский газ пришлось около 35% импорта КНР, или 4,71 млрд м³. Совокупный импорт газа Китаем по итогам июня 2026 г. составил 13,706 млрд м³, снизившись на 0,2% год к году. Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. СИБУР начал пусконаладочные работы основного оборудования нового завода полипропилена ДГП-2 на площадке ЗапСибНефтехима в Тобольске Тюменской области. Мощность предприятия составит около 570 тыс. т/год, на нем будет выпускаться около 15 новых марок полипропилена, которые ранее в России не производились.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

По данным СИБУРа, общий прогресс проекта уже достиг 92%. Запуск завода запланирован на 2027 г. Продукция нового предприятия будет применяться в медицине, строительстве, автомобилестроении, упаковке и товарах народного потребления.

Сейчас на площадке ведутся следующие работы:

• производится загрузка катализаторов и адсорбентов;
• ведутся индивидуальные испытания динамического оборудования;
• на компрессорных установках готовится пробный запуск паровых турбин.

Уточняется, что установка полимеризации полипропилена уже прошла химическую очистку и загружена порошком для обкатки экструзионного оборудования.

Параллельно проводится пусконаладка на объектах общезаводского хозяйства, включая азотно-кислородное производство, которое обеспечит азотом высшего класса чистоты производства ДГП-2 и ЗапСибНефтехима.

На логистической инфраструктуре завода сейчас тестируется первая линия фасовки. Ключевые логистические операции комплекса полностью автоматизированы – от фасовки до отгрузки. Погрузчики задействованы только при загрузке транспорта и контейнеров, внутри склада работа выполняется без участия человека.

Кроме того, в проекте предусмотрены решения, направленные на повышение экологической эффективности. Новые мощности оборотного водоснабжения интегрируются в действующую на ЗапСибНефтехиме систему, что позволяет многократно использовать воду в производственном цикле. Уже сейчас благодаря этой технологии предприятие экономит более 8 млн м³/год воды. Также объект оснащен закрытой факельной системой с бессажевым горением и высокоэффективным пылегазоулавливающим оборудованием со степенью улавливания 99%.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в апреле СИБУР отработал запуск завода полипропилена на пилотной установке в Центре пилотирования технологий в Тобольске. В ходе работ были воспроизведены ключевые технологические сценарии – от первичного пуска до перехода между марками – без задействования действующего промышленного оборудования.

О проекте ДГП-2

ДГП-2 реализуется в рамках стратегии расширения полиолефинового портфеля СИБУРа.

После запуска новых мощностей суммарная мощность ЗапСибНефтехима составит 3 млн т/год базовых полимеров, что закрепит за площадкой статус одного из крупнейших нефтехимических комплексов в мире. Ожидается, что Россия войдет в ТОП-5 производителей полипропилена в мире. Кроме того, проект увеличит долю ЗапСибНефтехима в объеме промышленного производства Тюменской области на 7% (сейчас она составляет 40%).

В состав нового комплекса ДГП-2 на ЗапСибНефтехиме войдут:

• установка дегидрирования пропана (ДГП) мощностью 550 тыс. т/год;
• установка полимеризации пропилена мощностью 570 тыс. т/год.

Пропилен можно получать путем газификации угля до синтеза метанола, который затем превращается в этилен и пропилен, но основной метод получения пропилена – пиролиз нефтяного сырья. Дегидрирование пропана – альтернативная технология получения пропилена, особенно выгодная при наличии больших запасов природного газа.

Проект ДГП-2 реализуется в рамках соглашения между СИБУРом и Минэнерго РФ, заключенного в январе 2022 г. Документ предполагает модернизацию действующих мощностей, а также создание новых объектов. Строительные работы стартовали в августе 2023 г.

Проект строительства нового производства полипропилена (ДГП-2) – это третий этап развития полимерного направления отечественной нефтегазохимии в Тобольске:

• СИБУР открыл первый полимерный завод в Тобольске в 2013 г.,
• следующим этапом стал запуск комплекса ЗапСибНефтехим в 2020 г.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Танкер-газовоз Портовый, используемый в качестве плавучего хранилища сжиженного природного газа (FSU) в составе комплекса по производству СПГ (КСПГ) Газпром СПГ Портовая, прибыл на регазификационный терминал Beihai LNG в Китае.
Об этом сообщает Нефтегаз.РУ со ссылкой на данные сервисов отслеживания судов.

Переход длиною в месяц

Таким образом FSU Портовый завершил переход, начавшийся 18 августа 2026 г.:

• 18 августа 2026 г. Портовый вышел из акватории терминала КСПГ Портовая на северном побережье Финского залива в районе Выборга;
• в сопровождении фрегата Адмирал Касатонов Северного флота ВМФ РФ прошел Балтийское, Северное, Норвежское моря и прибыл в Баренцево море;
• Портовый утром 22 августа 2026 г. обозначил свое положение у входа в Кольский залив, назвав пунктом назначения Владивосток с датой прибытия 8 сентября 2026 г.;
• далее танкер-газовоз показывал свое местоположение фрагментарно, но было очевидно, что он прошел Баренцево и Карское море и вошел на СМП;
• до 3 сентября Портовый сервисами отслеживания судов не обнаруживался, показав свое местоположение лишь на выходе из Чукотского моря;
• 7-9 сентября 2026 г. судно находилось вблизи порта Владивосток, вероятно, пополняя припасы, а затем назвало пунктом назначения Beihai LNG;
• 18 сентября судно прибыло в Тонкийский залив и до 19 сентября 2026 г. ожидало своей очереди у причала терминала Beihai LNG;
• 20 сентября Портовый подошел к причалу Beihai LNG, где и остается в настоящее время.

До Портового на Beihal LNG разгрузились несколько танкеров-газовозов проекта Арктик СПГ-2. 18-19 сентября на терминале побывал La Perouse, забравший СПГ с FSU Коряк ПХГ (Koryak FSU) на Камчатке. Ему на смену уже идет танкер-газовоз Chaivo, недавно пополнивший флот Арктик СПГ-2, и Buran.

Терминал Beihai LNG расположен в промышленной зоне порта Тешань (Tieshan Port Industrial Zone) в г. Бэйхай в провинции Гуанси на юге Китая. Проектная мощность составляет 6 млн т/год СПГ, в перспективе рассматривалось увеличение до 10 млн т/год. Инфраструктура терминала включает 1 специализированный причал и резервуары общей емкостью 840 тыс. м³ СПГ. Терминал интегрирован в национальную газотранспортную систему Китая и обеспечивает поставки газа в регионы Гуанси, Гуандун и Юньнань. Управление объектом осуществляет госкомпания PipeChina, акционерами которой являются, в частности, PetroChina (29,9%), Sinopec (14%) и CNOOC (2,9%).

Beihal LNG принимает СПГ с подсанкционных проектов Арктик СПГ-2 (в объеме 2 линий сжижения имеет мощность 13,2 млн т/год) и КСПГ Портовая (1,59 млн т/год после модернизации). Учитывая загруженность Beihai LNG, Китай может готовить 2-й импортный терминал для приема СПГ с Арктик СПГ-2. Речь идет о Longkou Nanshan LNG Terminal в провинции Шаньдун на востоке страны мощностью 5 млн т/год в рамках 1-й очереди (общая планируемая мощность – 20 млн т/год), его запуск планируется в октябре 2026 г., к пику зимнего спроса.

Что дальше?

Следующий пункт назначения после выгрузки сжиженного природного газа (СПГ) Портовый не указал.

Но сам переход судна крайне примечателен, поскольку он стал первым для судна с начала его работы в статусе FSU КСПГ Портовая (Портовый был переоборудован в FSU из танкера-газовоза в 2018 г., в составе КСПГ Портовая работает с 27 ноября 2021 г.).

Вероятно, переход связан не только с доставкой СПГ, но и с прохождением техобслуживания (судно проработало уже почти 5 лет и подходит срок очередного освидетельствования, включающего внутренний осмотр грузовых танков, проверку барьеров изоляции, грузовых насосов и компрессоров).

Полный цикл освидетельствования танкера-газовоза включает полную выгрузку, постепенный согрев танков, дегазацию и обследование. Площадкой для такой процедуры может быть ССК Звезда в Приморском крае или верфь в дружественной стране.

Портовый и КСПГ Портовая

Танкер-газовоз Портовый полностью интегрирован в производственный процесс Газпром СПГ Портовая. Среднетоннажный СПГ-завод расположен на северо-восточном побережье Финского залива рядом с компрессорной станцией (КС) Портовая – головной КС магистрального газопровода (МГП) Северный поток-1.

Основные параметры КСПГ Портовая:

• мощность – 1,59 млн т/год СПГ;
• включает в себя 2 технологические линии по технологии Linde Limum3 - многостадийный процесс на смешанном хладагенте с применением спирально-витых теплообменников собственного производства;
• полученный СПГ направляется по 2 независимым линиям в резервуар хранения СПГ, а затем по криогенному трубопроводу протяженностью 4 км на судно-накопитель FSU Портовый;
• вместимость наземного резервуара составляет 42 тыс. м³, FSU Портовый - 138 тыс. м³;
• FSU Портовый перегружает СПГ на другие танкеры-газовозы по схеме борт-в-борт (ship to ship, STS).

Полномасштабный запуск КСПГ Портовая был осуществлен в сентябре 2022 г.

В январе 2025 г. КСПГ Портовая попал под санкции США, что затруднило сбыт СПГ с проекта. В настоящее время СПГ с КСПГ Портовая принимает терминал Beihai LNG в Китае, также СПГ направляется в Калининградскую область. Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Французская TotalEnergies и ее партнеры планируют начать добычу нефти в рамках проекта GranMorgu на континентальном шельфе Суринама в середине 2028 г. Стоимость проекта оценивается примерно в 12 млрд долл. США.
Об этом сообщил Reuters со ссылкой на главу государственной нефтяной компании Staatsolie Аннан Джагесар.

GranMorgu станет первым проектом по освоению крупных нефтяных ресурсов на шельфе Суринама. Окончательное инвестиционное решение (FID) по проекту было принято в октябре 2024 г. В проекте участвуют TotalEnergies, Staatsolie и APA Corp. По словам председателя правления TotalEnergies П. Пуянне, компании уже инвестировали около 50% от запланированного объема средств.

Проект предусматривает разработку нефтяных месторождений Sapakara и Krabdagu, успешная поисково-оценочная кампания на которых была завершена в 2023 г. Месторождения расположены на шельфовом Блоке 58, в 150 км от побережья Суринама. Совокупный объем извлекаемых запасов оценивается более чем в 750 млн барр.

В рамках реализации проекта предполагается использование плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO) GranMorgu производительностью 220 тыс. барр./сутки. Общий объем инвестиций составит примерно 10,5 млрд долл. США. Первая нефть ожидается в 2028 г.

Ранее отмечалось, что объекты будут спроектированы таким образом, чтобы исключить регулярное сжигание газа на факельных установках. Весь попутный нефтяной газ (ПНГ) будет закачиваться в пласт. Также интересно отметить, что в рамках декарбонизации FPSO GranMorgu планируют отбуксировать с верфи в Китае до Суринама с помощью воздушного змея.

Для повышения нефтеотдачи планируется использовать технологию WAG (Water Alternating Gas Injection) - попеременное нагнетание воды и газа в пласт. Ожидается, что ключевую роль в максимизации ресурсов и строительстве дополнительных эксплуатационных скважин также сыграет сейсмическая технология Ocean Bottom Node (OBN).

Разработка месторождений блока 58

Проект реализуется в блоке 58 площадью около 1,4 млн акров на шельфе Суринама. Он расположен рядом с блоком Stabroek у побережья соседней Гайаны, где Exxon Mobil ведет крупномасштабную добычу нефти.

Принятие FID по блоку 58 рассматривался многими как попытка TotalEnergies повторить успех ExxonMobil в Гайане.



Суринам пока не ведет промышленную добычу нефти и природного газа на шельфе, несмотря на серию открытий месторождений с 2019 г. По оценке Wood Mackenzie, по состоянию на 2024 г. доказанные ресурсы страны составляли более 2,4 млрд барр. нефти и жидких углеводородов и свыше 12,5 трлн фут³ природного газа.

Глава Staatsolie рассчитывает, что освоение блока 58 станет первым этапом более масштабного развития морской нефтегазовой отрасли страны. TotalEnergies планирует пробурить в следующем году 4 новые разведочные скважины.

Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть снижаются после падения по итогам прошлой недели.

Нефтегазовые котировки

18 сентября 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на ноябрь на лондонской бирже ICE Futures упала на 0,91%, до 103,87 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на ноябрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подешевели на 1,18%, до 96,08 долл. США/барр. По итогам прошлой недели Brent подешевела на 1,15%, WTI - на 4,39%.

21 сентября 2026 г. нефть дешевеет. К 11:30 мск стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures упала на 2,35%, до 101,43 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на октябрь подешевели на 2,45%, до 93,73 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США держатся вблизи 2,9 долл. США/млн БТЕ (103,8 долл. США/1000 м³). 18 сентября 2026 г. фьючерсы на природный газ на октябрь на электронных торгах NYMEX подорожали на 0,38% и составили 2,912 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 21 сентября котировки снизились на 1,00% и составили 2,883 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки опустились ниже 940 долл. США/1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 21 сентября торговались на уровне 76,815 евро/МВт·ч (935,07 долл. США за 1000 м³), снижение по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составило 3,40%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть снижаются в понедельник на фоне ожиданий возможного возобновления дипломатических усилий по урегулированию конфликта между США и Ираном.

Президент Ирана М. Пезешкиан планирует в ближайшие дни отправиться в Нью-Йорк для участия в Генеральной Ассамблее ООН, где представит позицию Тегерана, сообщило агентство Mehr. Президент США Д. Трамп заявил, что открыт к встрече с иранским коллегой.

При этом напряженность на Ближнем Востоке сохраняется. Поддерживаемые Ираном йеменские хуситы заявили, что в субботу нанесли удары по «чувствительным объектам» в Эр-Рияде, а также по объекту Saudi Aramco в порту Янбу на побережье Красного моря, являющемуся важным нефтяным экспортным хабом.

Ранее СМИ сообщали, что Китай попросил Иран сдержать атаки хуситов после обращения властей Саудовской Аравии к Пекину.

На фоне перебоев в работе магистрального нефтепровода (МНП) Восток – Запад Saudi Aramco увеличила экспорт нефти через Ормузский пролив. По предварительным данным Kpler, объем экспорта из Саудовской Аравии с начала сентября восстановился до более 4 млн барр./сутки по сравнению с 2,4 млн барр./сутки в августе.

Помимо этого, инвесторы оценивают статистику Baker Hughes о буровой активности в США, которая указывает, что число действующих буровых установок выросло вторую неделю ​подряд ​впервые ​с июля. За неделю, завершившуюся 18 сентября 2026 г., количество действующих нефтегазовых буровых установок увеличилось на 4 ед к предыдущей неделе и составило 595 ед.:

• число действующих нефтяных буровых установок выросло на 2 ед. и составило 452 ед.,
• число действующих газовых буровых установок повысилось на 2 ед. и составило 134 ед.,
• число многофункциональных буровых не изменилось и составило 9 ед.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 18 сентября 2026 г. без единой динамики:

• Dow Jones Industrial Average упал на 0,18%, до 51682,64 п.,
• Standard & Poor's 500 прибавил 0,17% и составил 7650,5 п.,
• Nasdaq Composite увеличился на 0,39%, до 26522,55 п.

US Dollar Index, рассчитываемый ICE (отражает динамику доллара США относительно 6 валют – евро, швейцарский франк, иена, канадский доллар, фунт стерлингов и шведская крона), к 11:30 21 сентября вырос на 0,05% и составил 99,983 п. Евро подешевел к доллару США на 0,02%, до 1,1484 долл. США/евро.

Bitcoin растет. 21 сентября 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подорожал на 2,93% и составил 82,611 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», тогда как транзит через газотранспортную систему (ГТС) Украины прекращен с 1 января 2025 г. Европейские страны продолжают пополнять подземные хранилища (ПХГ) перед зимним сезоном, но текущие темпы закачки отстают от показателей прошлого года.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, превышает 50 млн м³/сутки.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 20 сентября 2026 г. составил 50,67 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 21 сентября, прокачка снизится до 48,61 млн м³.

Нефтегаз.РУ напоминает, что, по данным оператора Булгартрансгаз (Bulgartransgaz), с 21 по 26 сентября прокачка через станцию «Странджа-2/Малкочлар» снизится до 270 млн кВт·ч/сутки (около 25 млн м³), что составляет примерно половину от обычной прокачки. На сайте не приводятся причины планируемого ограничения мощности.

С начала 2026 г. поставки газа по этому маршруту на 2,96% превышают показатели аналогичного периода 2025 г., объем прокачки достиг 12,55 млрд м³ газа.

МГП «Турецкий поток» и его сухопутная часть на данный момент являются единственным маршрутом поставок российского трубопроводного газа в Европу, остальные маршруты остановлены:

• транзит газа по ГТС Украины через ГИС «Сохрановка» (точка входа на Украину магистрального газопровода «Союз») заблокирован украинской стороной 11 мая 2022 г.;
• через ГИС «Суджа» (точка входа на Украину из России магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород») прокачка прекращена с 1 января 2025 г. после истечения срока действия транзитного контракта;
• польский участок газопровода «Ямал – Европа» с 11 мая 2022 г. стал недоступен для «Газпрома» в связи с введением российских контрсанкций;
• газопровод «Северный поток -1» остановлен 31 августа 2022 г., а 26 сентября 2022 г.обе его нитки и одна из ниток не введенного в эксплуатацию газопровода «Северный поток-2» были повреждены в результате взрывов в Балтийском море.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

Наиболее теплая погода сохраняется на юге Европы – в Испании, Португалии, Италии и Греции. Местами температура превышает 30 °C. В большей части Центральной и Западной Европы установилось 20–25 °C. Около 10 °C фиксируется на севере – в некоторых районах Норвегии и Швеции.

В сервисе Meteoalarm предупреждение об аномально высокой температуре желтого уровня опубликовано только для Португалии.

В ближайшие дни температура на Балканах снизится до 20–25 °C. Жара по-прежнему будет сохраняться в Португалии, Испании, а также на западе Франции. Наиболее умеренная погода – от 10 до 15 °C – будет наблюдаться в Скандинавии.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе значительно выросла. Согласно сервису WindEurope, 20 сентября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 27,5% спроса на электроэнергию в Европе. По состоянию на 17 сентября показатель достигал 21,5%.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 20 сентября 2026 г., подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 69,62%, в них находилось 74,32 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,32 п.п., днем ранее – на 0,24 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Испании и Португалии (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 56,55%, во Франции – на 79,69%, в Австрии – на 67,55%, в Италии – на 85,54% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта Газпрома в Европе).

За период отбора, завершившегося 31 марта, из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м³ газа. Сейчас в европейские ПХГ к зиме закачано 44,68 млрд м³ газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 21,64 млрд м³.

Отметим, что к 20 сентября прошлого года ПХГ в ЕС были заполнены на 81,6%, в них находилось 87,64 млрд м³ газа. К зиме европейцы закачали 51,26 млрд м³ газа. По общим запасам текущий показатель отстает от прошлогоднего на 13,32 млрд м³ газа, а закачка – на 6,58 млрд м³.

Согласно действующим нормам ЕС, к началу отопительного сезона, который длится с 1 октября по 30 апреля, газовые хранилища должны быть заполнены на 90%. При этом ранее Еврокомиссия сообщала, что в текущем году уровня в 80% будет достаточно для прохождения зимнего периода. Кроме того, дополнительный механизм гибкости позволяет ЕК специальным решением сократить установленный показатель для отдельных стран еще на 5 п. п., до 75%.

Газовые котировки в Европе снизились до 930 долл. США/1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 21 сентября торговались на уровне 76,35 евро/МВт·ч (928,9 долл. США за 1000 м³), падение по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составило 3,98%.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 21 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Свободные цены на электроэнергию в России за неделю с 14 по 20 сентября 2026 г. выросли во всех ценовых зонах. В Сибири индекс равновесных цен увеличился на 13,63%, на Дальнем Востоке - на 16,02%, в европейской части России и на Урале - на 3,08%.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

В 1-й ценовой зоне индекс вырос до 2271,31 руб./МВт·ч, в Сибири - до 1736,86 руб./МВт·ч, на Дальнем Востоке - до 3688,48 руб./МВт·ч.

По сравнению с аналогичной неделей 2025 г. цены оказались ниже на 1,2% в 1-й ценовой зоне и на 12,7% в Сибири. На Дальнем Востоке индекс, напротив, вырос на 44,6%.

Динамика цен и энергопотребления

В европейской части России и на Урале цены практически всю неделю превышали 2200 руб./МВт·ч. Максимум был зафиксирован в субботу 19 сентября 2026 г. - 2395,53 руб./МВт·ч, минимум во вторник 15 сентября - 2225,21 руб./МВт·ч.

В Сибири неделя началась с минимального значения 1523,57 руб./МВт·ч. Уже на следующий день индекс вырос примерно на 20%, достигнув максимальных за неделю 1824,59 руб./МВт·ч.

На Дальнем Востоке минимальная цена сложилась в понедельник - 3573,81 руб./МВт·ч, а максимальная в среду - 3880,07 руб./МВт·ч.

Энергопотребление в 1-й ценовой зоне за неделю увеличилось на 0,95%, до 14,331 млн МВт·ч, на Дальнем Востоке - на 1,95%, до 796,553 тыс. МВт·ч. В Сибири потребление снизилось на 0,19%, до 3,911 млн МВт·ч.

В Сибири и на Дальнем Востоке выросла доля ТЭС

В Сибири доля ГЭС в структуре генерации за неделю снизилась на 2,93 процентного пункта (п.п.), до 69,18%, тогда как доля ТЭС выросла с 27,89% до 30,82%.

На Дальнем Востоке доля тепловой генерации увеличилась на 5,69 п.п., до 67,81%, а доля ГЭС снизилась с 37,88% до 32,19%.

В 1-й ценовой зоне доля АЭС сократилась на 0,59 п.п., до 31,16%, ГЭС - на 0,21 п.п., до 8,44%. Доля ТЭС выросла на 0,8 п.п., до 60,41%.

Напомним, что к 1-й ценовой зоне с 1 января 2025 г. присоединились территории Коми и Архангельской области, а к 2-й ценовой зоне - Дальний Восток. На сайте АТС цены по Сибири и Дальнему Востоку выделены отдельно, так как ОЭС Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам ЕЭС.

Основной объем электроэнергии в РФ продается и покупается на рынке на сутки вперед, также на балансирующем рынке в режиме реального времени расторговываются отклонения потребления.

Подпишитесь

Читать полностью