Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Компания, связанная с проектом НОВАТЭКа Арктик СПГ-2, потребовала от южнокорейской верфи Hanwha Ocean компенсацию в размере около 1 млрд долл. США. Иск касается расторжения контрактов на строительство трех танкеров-газовозов ледового класса Arc7.

ООО Арктик СПГ 2, выступающее оператором и фрахтователем судов, направило соответствующее требование в Сингапурский международный арбитражный центр (SIAC). Сумма иска составляет около 1,3703 трлн вон, или примерно 1 млрд долл. США.

Речь идет о трех газовозах ледового класса Arc7 вместимостью по 172 500 м³ каждый: Лев Ландау (Lev Landau, IMO 9918016), Петр Капица (Pyotr Kapitsa, IMO 9918004) и Жорез Алферов (Zhores Alferov, IMO 9918028). Танкеры начали строиться по заказу Совкомфлота (СКФ), но после ряда пертубаций остались на руках у Hanwha Ocean.

Истец считает, что судостроительная компания нарушила обязательства по так называемым Step-In Agreements – соглашениям, которые предоставляют третьей стороне возможность вступить в договорные отношения и воспользоваться определенными правами в случае ненадлежащего исполнения обязательств первоначальными сторонами.

История конфликта

В октябре 2020 г. японская Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и российский Совкомфлот (СКФ) заключили с Daewoo Shipbuilding&Marine Engineering (DSME, ныне Hanwha Ocean) соглашения на строительство 6 танкеров-газовозов Arc7. Позднее глава НОВАТЭКа Леонид Михельсон сообщил, что контракт СКФ с верфью будет переведен на других владельцев. В итоге заказчиками судов стали зарегистрированные на Кипре Elixon Shipping, Azoria Shipping и Glorina Shipping.

Общая стоимость контрактов составляла около 850 млн долл. США, а завершить строительство и передать суда заказчикам планировалось до 31 июля 2023 г.

Однако после начала конфликта между Россией и Украиной и введения международных санкций исполнение контрактов оказалось под угрозой. На этом фоне верфь расторгла договоры на строительство трех судов в мае, июле и ноябре 2022 г. соответственно. В мае 2023 г. российские судовладельцы обратились в SIAC с требованиями обязать Hanwha Ocean продолжить исполнение контрактов и выплатить компенсацию. Общий размер заявленных требований достигал 1,159 трлн вон, или около 862 млн долл. США по текущему курсу.

Этот арбитражный процесс продолжается до сих пор. В первой половине 2026 года стороны продолжали обмениваться письменными позициями и доказательствами.

В феврале 2024 г. США ввели против Elixon, Azoria и Glorina блокирующие санкции, назвав их дочками СКФ.

У MOL ситуация не проще – у нее на руках оказались 3 танкера-газовоза, «заточенные» под Арктик СПГ-2: Илья Мечников (Ilya Mechnikov, IMO 9918030), Николай Семенов (Nikolay Semenov, IMO 9918054) и Николай Басов (Nikolay Basov, IMO 9918042). Танкеры имеют высокий ледовый класс, но их эксплуатация на неарктических проектах экономически нецелесообразна.

Новый иск

ООО Арктик СПГ 2 не являлось непосредственным заказчиком трех газовозов. Поэтому компания не могла предъявить Hanwha Ocean требования непосредственно по первоначальным договорам на строительство судов.

Вместо этого Арктик СПГ 2 ссылается на отдельные Step-In Agreements. По версии российской стороны, эти соглашения предоставляли ей определенные права в отношении контрактов на строительство судов.

Арктик СПГ 2 утверждает, что Hanwha Ocean нарушила эти права в процессе расторжения договоров с судовладельцами. Именно на этом основании компания требует возместить причиненный ущерб.

Первоначально сумма требований составляет около 1,3703 трлн вон. Это примерно 1 млрд долл. США и около 22,2% консолидированных чистых активов Hanwha Ocean, которые на конец 2025 г. оценивались в 6,175 трлн вон.

При этом заявленная сумма пока не является окончательной. В уведомлении об арбитраже не приводится подробная разбивка ущерба и методика расчета требований. Поэтому в ходе разбирательства размер претензий может измениться.

Позиция Hanwha Ocean

Hanwha Ocean намерена представить свою позицию в соответствии с правилами SIAC и активно защищать свои интересы в арбитраже. При этом южнокорейская компания не исключает возможность мирного урегулирования спора.

Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Импорт нефтепродуктов в Таджикистан в 2027 г. может вырасти на 7,8% относительно ожидаемого показателя текущего года и достигнуть 1,55 млн т. Стоимость поставок прогнозируется на уровне 1,12 млрд долл. США. Это следует из официального прогноза основных макроэкономических показателей страны на 2027-2029 гг.

В 2028 г. объем импорта нефтепродуктов, как ожидается, увеличится еще на 7,7%, до 1,67 млн т, при сохранении стоимостного показателя на уровне 1,12 млрд долл. США. В 2029 г. поставки могут вырасти на 6,2%, до 1,77 млн т, а их стоимость – до 1,24 млрд долл. США. Таким образом, в прогнозный период физический объем импорта будет расти быстрее его стоимостного выражения.

В структуре импорта на дизельное топливо в 2027 г. придется 700 тыс. т стоимостью 500 млн долл. США В 2028 г. поставки дизтоплива прогнозируются на уровне 743 тыс. т (445 млн долл. США), в 2029 г. – 780 тыс. т (498 млн долл. США).

Импорт бензина в 2027 г. составит 530 тыс. т на 400 млн долл. США, в 2028 г. – 580 тыс. т на 439 млн долл. США, в 2029 г. – 610 тыс. т на 480 млн долл. США.

Поставки природного газа в Таджикистан в 2027 г. прогнозируются в объеме 312 млн м³ на 39,6 млн долл. США. В 2028 г. показатель может вырасти до 320 млн м³ (43,1 млн долл. США), в 2029 г. – до 331 млн м³ (47,4 млн долл. США).

При этом импорт сжиженного углеводородного газа (СУГ), как ожидается, будет постепенно сокращаться – с 333 тыс. т в 2027 г. до 329 тыс. т в 2028 г. и 325 тыс. т в 2029 г.

Душанбе ищет альтернативные источники нефтепродуктов

Таджикистан остается зависимым от импорта нефтепродуктов и СУГ. В 2025 г. страна ввезла 1,21 млн т нефтепродуктов, что на 15% больше показателя годом ранее. Основным поставщиком остается Россия, на которую пришлось около 85% импорта. На Узбекистан, Казахстан и Туркменистан пришлось примерно по 3% поставок, на Беларусь – почти 3%, на Кыргызстан – около 0,5%.

В структуре поставок в 2025 г. преобладало дизельное топливо – 628,5 тыс. т. Импорт бензина составил 458,1 тыс. т, СУГ – 349,9 тыс. т.

На фоне рисков дефицита и действующих в России ограничений на экспорт топлива Душанбе начал искать дополнительные источники поставок. В июле министр энергетики и водных ресурсов Таджикистана Д. Джума сообщил о переговорах с Казахстаном, Туркменистаном, Ираном, Ираком и Беларусью по вопросу увеличения импорта нефтепродуктов.

В августе Таджикистан направил Ирану запрос на поставку 2,55 млн т нефти и нефтепродуктов, включая 2 млн т сырой нефти, 150 тыс. т бензина, 300 тыс. т дизтоплива и 100 тыс. т авиационного керосина. Сроки возможных поставок не уточнялись.

Запрошенный объем сырой нефти значительно превышает количество готовых нефтепродуктов в запросе, что может свидетельствовать о заинтересованности Таджикистана в обеспечении сырьем собственного нефтеперерабатывающего сегмента. В конце 2024 г. в стране в тестовом режиме начал работу нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), построенный на территории свободной экономической зоны Дангара в 2018 г.

В августе Таджикистан и Иран также согласовали условия долгосрочного соглашения о сотрудничестве в нефтяной отрасли, предусматривающего, в частности, прямые поставки иранских нефтепродуктов. Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. ПАО ЕвроТранс, владеющее сетью автозаправочных станций (АЗС) Трасса в Москве и Московской области, допустило дефолты по всем 10 выпускам облигаций.
Это следует из данных Московской биржи и сообщений ЕвроТранса в сервисе раскрытия корпоративной информации в период с 5 августа по 4 сентября 2026 г.

Полноценный дефолт

Технические дефолты ЕвроТранс начал допускать с апреля 2026 г. Первый фактический дефолт последовал 5 августа 2026 г. С 6 августа Мосбиржа перевела все 10 выпусков облигаций ЕвроТранса в режим торгов Д, который предназначен для дефолтных эмитентов.

К 4 сентября 2026 г. технические дефолты были допущены по всем 10 выпускам облигаций (в обращении у ЕвроТранса находятся 7 выпусков биржевых облигаций, зарегистрированных Мосбиржей и 3 выпуска корпоративных облигаций общим объемом 27,087 млрд руб.).

Компания объясняет трудности с выплатой купонных доходов временной нехваткой свободных денежных средств на счетах из-за неравномерного поступления выручки.

Погашать задолженность ЕвроТранс пытается. Согласно данным Национального расчетного депозитария (НРД), компания выплачивала небольшие суммы по разным выпускам. В последний раз такая выплата была произведена 25 августа по выпуску БО-001Р-06 из расчета 0,0259 руб./бумагу.

ЕвроТранс и его проблемы

ЕвроТранс осуществляет розничную торговлю бензинами и дизельным топливом на автозаправочных комплексах (АЗК) на территории Москвы и Московской области. Сеть Трасса насчитывает 57 АЗК, на 51 объекте действуют электрозарядные станции (ЭЗС), имеющие мощностью от 150 до 342 кВт.

У группы ЕвроТранс также имеется своя нефтебаза (Нефтебаза №1 им. А.А. Хмура в г. Электроугли), собственный парк бензовозов, завода по производству стеклоомывающей жидкости, Фабрика-Кухня. Большая часть активов (53 АЗК, нефтебаза, Фабрика-Кухня) получена в рамках финансовой аренды (лизинга), их группа планировала выкупать.

ЕвроТранс зарегистрирован на Петербургской бирже и осуществляет закупки, поставляемые железнодорожным транспортом на нефтебазу. Также у компании заключены договоры на прямые закупки со всеми основными нефтяными компаниями (Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, Газпром, Татнефть), что позволяет балансировать между источниками поставок в зависимости от рыночных условий.

Проблемы у сети АЗС Трасса начали проявляться с середины июня 2026 г. Тогда в российских регионах, в т.ч. в Московской области, фиксировались локальные перебои с наличием топлива, росли цены, особенно сильно в независимых сетях. Среди причин называли внеплановые ремонты на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) после атак беспилотников и рост оптовых закупочных цен.

ФАС направляла ЕвроТрансу запрос о предоставлении информации по ценообразованию на топливо на АЗС в связи с изменением розничных цен на нефтепродукты. В конце августа УФАС по Московской области возбудило антимонопольное дело в отношении ЕвроТранса по признакам установления монопольно высоких цен на бензин и дизельное топливо.

К антимонопольному делу добавилось и уголовное. Официальный представитель МВД РФ И. Волк в 7 сентября 2026 г. сообщила в МАКС о выявленных хищения топлива у ГУ МВД по Московской области, осуществлявшихся при участии топ-менеджеров ЕвроТранса.
Сообщается следующее:

• председатель совета директоров ПАО ЕвроТранс И. Мартышов и 3 подчиненных ему топ-менеджеров задержаны по делу о хищении моторного топлива, принадлежащего ГУ МВД России по Московской области,
• в преступлении участвовали также замначальника ГУ МВД России по Московской области – начальник тыла генерал-майор внутренней службы С. Мальков, начальник ФКУ ЦХиСО ГУ МВД России по Московской области полковник внутренней службы А. Суяров и начальник отдела ФКУ ЦХиСО ГУ МВД России по Московской области подполковник внутренней службы А. Левина,
• возбуждено уголовное дело по признакам преступления, предусмотренного ч. 4 ст. 160 УК РФ (присвоение или растрата, совершенные организованной группой либо в особо крупном размере),
• С. Мальков, А. Суяров и А. Левина уволены из органов внутренних дел, они, а также И. Мартышов задержаны по ст. 91 УПК РФ, следствие ходатайствует о заключении их под стражу.
• 3 топ-менеджеров ЕвроТранса уже заключены под стражу.

Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Национальная нефтяная компания Абу-Даби ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) ведет переговоры с крупными нефтеперерабатывающими компаниями Таиланда и Африки о приобретении долей участия в их активах. Компания стремится расширить международный нефтеперерабатывающий бизнес, обеспечить дополнительные рынки сбыта для своей нефти и усилить трейдинговое направление.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на источники.

По данным агентства, ADNOC рассматривает возможность приобретения акций НПЗ, которыми управляют подразделения тайской PTT Pcl. Потенциальная сделка может предусматривать долгосрочные контракты на поставку сырой нефти ADNOC, а также доступ компании к произведенным на предприятиях нефтепродуктам для их дальнейшей реализации на других рынках.

Как отмечают источники, знакомые с ходом переговоров, соглашение с тайской стороной может быть объявлено до конца текущего года.

Интерес к Dangote

Параллельно ADNOC ведет переговоры с нигерийской Dangote о возможном приобретении доли в ее нефтеперерабатывающих активах. Компания миллиардера А. Данготе управляет крупнейшим нефтеперерабатывающим заводом Африки в Нигерии и планирует строительство нового НПЗ в восточной части континента.

Представитель Dangote сообщил, что компания получила предложения от ряда крупных игроков, однако отказался комментировать возможный интерес со стороны ADNOC.

Потенциальное участие ADNOC в проекте в Восточной Африке может также включать долю в нефтепроводе, который планируется построить для транспортировки сырья с месторождений на севере Кении к будущему НПЗ в Ламу.

Ранее сообщалось, что Dangote Petroleum Refinery & Petrochemicals готовится провести крупнейшее в истории Африки первичное публичное размещение акций (IPO), рассчитывая привлечь около 5 млрд долл. Размещение, как ожидается, завершится в октябре 2026 г.

Новая стратегия ADNOC

Выход на зарубежный рынок нефтепереработки станет для ADNOC изменением существующей стратегии. До сих пор компания в значительной степени опиралась на расположенный в ОАЭ нефтеперерабатывающий комплекс Ruwais, который является одним из крупнейших в мире.

Теперь ADNOC рассматривает международные НПЗ как инструмент для обеспечения спроса на собственную нефть и сырье других производителей, а также для расширения нефтяного трейдинга.

Дополнительным фактором стала нестабильность на Ближнем Востоке и нарушения поставок через Ормузский пролив, которые продемонстрировали важность диверсификации активов за пределами Персидского залива.

Зарубежные инвестиции в нефтепереработку станут продолжением международной экспансии ADNOC. Через подразделение XRG компания ранее заключала сделки с газовыми активами в США, Африке и Центральной Азии, а также приобрела немецкого производителя химической продукции Covestro AG. В июле ADNOC Distribution договорилась о покупке топливного розничного бизнеса Shell в Южной Африке.

Конкуренция с Saudi Aramco

Расширение нефтеперерабатывающего бизнеса за рубежом позволит ADNOC приблизиться к стратегии своего основного конкурента в регионе – Saudi Aramco. Саудовская компания уже вложила значительные средства в международную переработку, в частности в гигантский завод Motiva в США и акции нескольких китайских заводов.

Для ADNOC тайские НПЗ могут представлять особый интерес, поскольку часть из них способна перерабатывать более тяжелые сорта нефти. По мнению источников, это делает их потенциально подходящими для поставок сырья с морских месторождений Абу-Даби.

Кроме того, трейдинговое подразделение ADNOC может использовать зарубежные НПЗ для переработки нефти других производителей, в частности иракского сырья.

Компания также рассматривает возможности выхода на нефтеперерабатывающий рынок Индии. Ранее ADNOC пыталась закрепиться в этой стране: в 2018 г. компания присоединилась к инициативе Saudi Aramco по приобретению доли участия в нефтеперерабатывающем бизнесе Reliance Industries, но переговоры так и не привели к заключению сделки.

Ранее также стало известно, что ADNOC продолжает масштабное расширение собственного флота. компания довела объем текущей программы приобретения судов примерно до 2,7 млрд долл. США, рассчитывая усилить логистические возможности на фоне роста добычи и экспорта углеводородов.


Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Россия к 2040 г. может контролировать до 36% мировой добычи урана, что создаст для западных стран риски зависимости от российских поставок на фоне роста спроса со стороны новых атомных электростанций (АЭС). Об этом сообщила Financial Times (FT) со ссылкой на доклад британской неправительственной организации Centre for Strategic Advantage (CSA).

По оценке авторов доклада, если государства реализуют планы по добыче и будут эксплуатировать месторождения на полную мощность, доля России в мировых производственных мощностях может вырасти с почти 25% в 2024 г. до 36% к 2040 г.

При этом непосредственно на территории России в 2024 г. было произведено около 5% мирового объема урана. Существенно большая доля связана с зарубежными активами, контролируемыми российской стороной. В частности, Россия через Uranium One участвует в разработке урановых месторождений в Танзании и Намибии. В прошлом году также было подписано соглашение с Нигером о расширении сотрудничества в сфере добычи урана.

В CSA отмечают, что западные страны могут столкнуться с дефицитом собственных мощностей из-за недостатка инвестиций и задержек с получением разрешений на разработку новых месторождений, тогда как российские мощности продолжат расти. В последние годы западные страны сокращали инвестиции в разработку урановых месторождений на фоне низких цен и невысокого спроса. При этом CSA ожидает роста мирового спроса на уран в ближайшие годы на фоне развития атомной энергетики.

Представители отрасли, в свою очередь, указывают на необходимость долгосрочных гарантий для увеличения инвестиций. В частности, в компании Urenco заявили, что бизнес хотел бы получить от правительств «четкий сигнал» о том, что атомная энергетика останется частью стратегии энергетической безопасности на длительный период.

«К 2040 г. мы можем столкнуться с зависимостью от добываемого Россией урана, аналогичной нашей зависимости от российской нефти и газа в 2022 г.», – заявил аналитик CSA Г. Хейвуд.

Россия также остается крупным поставщиком ядерного топлива (ЯТ) для АЭС в Европе.

В 2024 г. президент США Д. Байден подписал закон о запрете импорта из России необлученного низкообогащенного урана. При этом предусмотрены исключения, действующие до января 2028 г., что в отдельных случаях позволяет американским компаниям продолжать закупки российского урана. При этом ограничения США не распространяются на уран, добытый Uranium One за пределами России. Евросоюз также не вводил запрет на импорт российского урана. Читать полностью

Ташкент, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В Миришкорском районе Кашкадарьинской области на юге Узбекистана открыто новое газоконденсатное месторождение (ГКМ) Patron.
Об этом сообщает Минэнерго страны.

По предварительной оценке, запасы месторождения составляют около 2,5 млрд м³ природного газа. В ведомстве отметили, что месторождение является относительно небольшим.

По предварительным расчетам, общий объем запасов нового месторождения оценивается примерно в 2,5 млрд м³ природного газа.

Бурение разведочной скважины №1 началось после проведения в 2025 г. 3D-сейсмических исследований китайской компанией BGP. В ходе испытаний на глубине 3296–3339 м был получен промышленный приток природного газа.

2 сентября разведочная скважина №1 подключена к газопроводу и введена в эксплуатацию.

Начальный дебит скважины составил около 500 тыс. м³/сутки газа. 2 сентября месторождение было подключено к газотранспортной системе Узбекистана.

Власти опровергли сообщения о взрыве

Министерство энергетики также опровергло распространявшиеся в социальных сетях сообщения о якобы произошедшем взрыве на газовом объекте в Каршинском районе Кашкадарьинской области.

По данным ведомства, на видео, которое пользователи приняли за последствия аварии, на самом деле запечатлены испытания и ввод в эксплуатацию разведочной скважины нового месторождения Patron.

В министерстве пояснили, что сжигание газа во время испытаний является стандартной технологической процедурой. Она проводится для определения производительности скважины, давления и других рабочих параметров.

Напомним, во время испытаний разведочной скважины нередко стимулируют приток флюида (природного газа, иногда с газовым конденсатом или жидкостью). В процессе может возникнуть избыточный поток газа, который отводят на факельную установку, где газ сжигают. Это позволяет безопасно контролировать процесс, не рискуя накоплением взрывоопасной смеси, и одновременно фиксировать параметры. В настоящее время специалисты компании УзЛИТИнефтегаз проводят газодинамические и газоконденсатные исследования, которые позволят определить фактические объемы добычи газа из новой скважины.

Узбекистан остается одним из крупнейших поставщиков природного газа в Центральной Азии, однако в последние годы добыча постепенно снижается. Ранее производственные мощности нефтегазовой отрасли позволяли ежегодно добывать около 70 млрд м³ природного газа и до 8 млн т жидких углеводородов, однако за последние 15-20 лет объемы производства существенно сократились из-за истощения зрелых месторождений, снижения пластового давления и технологических потерь. По итогам 2025 г. добыча природного газа в Узбекистане выросла на 2,4%, до 42,3 млрд м³, тогда как добыча нефти сократилась на 8%, до 655,7 тыс. т.


В стратегии Узбекистан - 2030 поставлена цель довести объем газа собственной добычи до 62 млрд м³/год к 2030 г. В январе-июне 2026 г. добыча природного газа в Узбекистане составила 18,3 млрд м³, что на 16,4% меньше, чем за аналогичный период 2025 г.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Российский рынок нефтесервиса в 2026 г. в денежном выражении может вырасти на 7,5% после снижения на 3,2% в 2025 г.
Об этом говорится в аналитическом отчете по рынку добычи и нефтесервиса от компании Kasatkin Consulting (объединила часть бывшей команды Deloitte в России).

Рынок нефтесервиса растет, но как?

Согласно данным отчета Kasatkin Consulting:

• рынок нефтесервиса в России в 2025 г. сократился на 3,2% по сравнению с 2024 г., до 3,021 трлн руб. (для сравнения: по данным Росстата, в 2025 г. расходы недропользователей на нефтесервисные услуги увеличились на 6,1% к 2024 г. и составили 3,2469 трлн руб. по фактическим ценам соответствующего периода, т.е. без поправки на инфляцию),
• в 2026 г. рынок может вырасти на 7,5% и составить 3,247 трлн руб.,
• темпы роста сохранятся – в 2027 г. рынок вырастет на 7,5%, до 3,49 трлн руб., в 2028 г. – на те же 7,5%, 3,752 трлн руб.,
• среднегодовой рост рынка за 5 лет до 2025 г. составил 13%, до 2028 г. рост составит 8%,
• рост рынка в основном ценовой – рост цен дает 10 п.п. годового прироста (9 п.п. инфляция) и лишь 3 п.п. – физический объем,
• с 2026 г. доля вклада физического объема вырастет в 2 раза с 20 до 40%.

Рост объема рынка нефтесервиса в России в денежном выражении компания связывает с ухудшением структуры запасов и усложнением технологий. Kasatkin Consulting исходит из того, что добыча нефти и газового конденсата будет держаться на плато 510-520 млн т/год в ближайшие годы.

Прогноз на 2026 г. составляет 515 млн т, что близко к показателю действующего макропрогноза Минэкономразвития (511 млн т в 2026 г. в базовом прогнозе, что на 0,1% меньше по сравнению с 2025 г.). При этом, как пишет Reuters, в готовящейся новой редакции прогноз на 2026 г. снижен до минимального за 17 лет уровня – 494,2 млн т, правда не уточняя, идет ли речь о базовом или консервативном сценарии (в действующем прогнозе в консервативном сценарии указан показатель в 497,2 млн т).

Вице-премьер РФ А. Новак недавно говорил, что добыча нефти в России в настоящее время несколько ниже прогнозных показателей на 2026 г. на фоне снижения загрузки нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) из-за внеплановых ремонтов. Kasatkin Consulting также отмечает, что ситуация 2026 г. в переработке отражается на добыче опосредованно, не сказываясь значительно на объемах из-за экспортной альтернативы.

Несмотря на ухудшение условий добычи и рост доли нефти из трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), по мнению авторов отчета, Западная Сибирь будет оставаться центром добычи ближайшее десятилетие. При этом поддержание добычи будет требовать все большего объема бурения, технологий и трудовых ресурсов.

Что по сегментам?

Структура рынка по сегментам в динамике существенно не меняется. На группу буровых сервисов приходится 44% рынка, на группы обслуживания скважин и интенсификации/добычи по 10%, на геологоразведку (ГРР) – 5%. Наиболее растущими и рентабельными являются
сегменты сопровождение бурения, цементирования, механизированной добычи, наименее – сервисы, связанные с ГРР.

Основные сегменты рынка:

• сегмент бурения в 2025 г. в денежном выражении составил 675 млрд руб., в 2026 г. ожидается рост на 7%, до 722 млрд руб., этот же темп роста сохранится в 2027-2028 гг.:
• проходка в эксплуатационном бурении почти не растет: 29,1 млн м в 2025 г. против 26,2 млн м в 2021 г. (2,7%/год), в 2026 г. ожидается 29,9 млн м. Сдвиг наблюдается внутри – горизонтальная проходка выросла с 14,2 в 2021 г. до 18,5 млн м в 2025 г. (прогноз на 2026 г. 19,9 млн м), ее доля – с 54% до 64%. Скважин при этом строится столько же – 7400 против 7365;
• парк буровых находится на стабильном уровне – 908 активных буровых в 2021 г., 1009 в 2025 г., прогноз на 2026 г. – 1036 ед. Текущий объем мощностей предполагает технический предел по проходке без масштабного обновления парка около 32 млн м. Между тем износ бурового парка составляет 55%.;
• сегмент гидроразрыва пласта (ГРП) активно растет – с 132 млрд руб. в 2021 г. до 223 млрд руб. в 2025 г. с прогнозным ростом до 259 млрд руб. в 2026 г. и 334 млрд руб. в 2028 г. Среднегодовой рост 2021-2025 гг. составил 14%, он же сохранится и в период до 2028 г., что обеспечивается ценой стадии за счет технологического усложнения, а не числа операций:
• рынок в операциях почти не растет – 40,8 тыс. стадий в 2025 г. против 35,4 тыс. в 2021 г. Весь прирост дает многостадийный ГРП (МГРП), доля которого в стадиях выросла с 66% до 74% и достигнет 78% к 2028 г.,
• парк флотов ГРП вырос со 153 до 200 ед. за 5 лет и достиг предела востребованности;
• геологоразведка – объем сегмента составил 151 млрд руб. в 2025 г. и 5,0% рынка нефтесервиса против 7,3% в 2021 г., это максимальный темп снижения среди всех сегментов рынка. В натуральном измерении ГРР снизилась кратно – сейсморазведка 3D упала на
• 52% к 2022 г., разведочное бурение потеряло 34% за один 2025 г: (723 тыс. м против 1,118 млн м в 2024 г.). Разведка смещена с новых самостоятельных объектов в сторону доразведки вблизи действующей добычной инфраструктуры.

На долю независимых нефтесервисных компаний приходится 46% рынка, 49% компаний входят в состав или связаны с вертикально-интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК), 5% приходится на международные компании, сохраняющие присутствие в России. На уровне страны рынок не концентрирован, но на уровне отдельного месторождения ситуация может быть обратной.

Где есть риски?

Kasatkin Consulting отмечает, что в зоне финансового риска по итогам 2025 г. находилось 39% объема рынка против 27% в 2021 г. (но в 2024 г. эта доля составляла 43%). Отношение долга к выручке при этом не изменилось, составляя 0,24.

Нефтесервисные компании не наращивали долг, но стоимость обслуживания текущего долга увеличила число компаний в зоне риска.

У операторов капзатраты на 20% превысили доступный денежный поток, т.е. отрасль вложила в добычу больше, чем на ней заработала. Выручка от добычи нефти и газа в 2025 г. просела до 14,3 трлн руб., тогда как CAPEX сохранились на уровне 3,25 трлн руб. Это означает, что операторы профинансировали инвестиционную программу не из прибыли.

Ожидается, что CAPEX вырастут до 4,0 трлн руб. к 2028 г., на 20% к уровню 2025 г. Операционные расходы при этом почти не меняются – 1,42 трлн руб. в 2025 г. против 1,55 в 2028 г.


Читать полностью

Порт-Морсби, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Французская TotalEnergies передает управление СПГ-проектом Papua LNG американской ExxonMobil.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Это делается с целью с целью создания операционной синергии с соседним заводом PNG LNG и ускорения процесса принятия окончательного инвестиционного решения (FID).

Завершился тендер на проектирование и строительство (EPC). Рекомендации по выбору подрядчиков подготовлены и теперь должны быть одобрены участниками проекта. Как отмечается, за счет оптимизации концепции и повторного проведения тендеров с привлечением более широкого круга азиатских подрядчиков TotalEnergies с 2024 г. удалось сократить предполагаемые капитальные затраты примерно на 4 млрд долл. США – до 14 млрд долл. США.

Решение передать операторство Papua LNG американской ExxonMobil принято в рамках оптимизации проекта. По мнению участников, это оптимизирует управление региональными газовыми месторождениями и повысит общую эффективность выполнения проекта.

Одновременно TotalEnergies сократит свою долю участия в Papua LNG на 9,1%, распределив акции между партнерам по Papua LNG пропорционально их существующим долям участия. После реализации сделки и учета права государства Папуа – Новой Гвинеи на обратный выкуп доли французская компания сохранит 20% участия в проекте, но при этом продолжит получать свою долю СПГ.

Стоимость продажи не анонсируется. Австралийская Santos сообщила о приобретении дополнительной доли участия в проекте в размере 3,3% за 189 млн долларов в рамках сделки по продаже активов, в результате чего ее общая доля достигла 21%, а объем производства СПГ, принадлежащего компании, увеличился примерно на 19% и составил около 1,2 млн т/год.

TotalEnergies также подписала соглашение о ключевых условиях (Heads of Agreement) на закупку СПГ, которое обеспечит французской компании доступ к 1,5 млн т/год продукции Papua LNG для ее глобального портфеля.

После завершения всех предусмотренных сделок доли участников Papua LNG будут распределяться следующим образом:

• ExxonMobil – 34,1% и статус оператора,
• Santos – 21%,
• TotalEnergies – 20%,
• ENEOS Xplora – 2,4%,
• Kumul Petroleum Holdings и MRDC – совокупно 22,5%.

Еще одним важным этапом стало завершение переговоров с правительством Папуа – Новой Гвинеи по газовому соглашению. Документ 2019 г. был скорректирован с учетом обновленного бюджета и оптимизированной конфигурации проекта. Изменения, как ожидается, должны обеспечить экономическую устойчивость Papua LNG, в том числе при неблагоприятной ценовой конъюнктуре, сохранив при этом долгосрочные фискальные интересы государства.

Кроме того, TotalEnergies и связанные с государством структуры Папуа – Новой Гвинеи во главе с национальной нефтяной компанией Kumul Petroleum создали совместное предприятие для продажи 2,4 млн т/год СПГ из общего объема производства Papua LNG в 5,6 млн т/год. Создание СП позволит привлечь финансирование для проекта.

Соглашение о проекте Papua LNG было подписано в 2019 году. За последние семь лет проект неоднократно сталкивался с задержками, усугубляемыми ростом стоимости строительства, пересмотром условий контрактов и тендеров, финансовым и климатическим давлением, неблагоприятными условиями на мировом рынке, политическими разногласиями и пандемией.

В 2021 году TotalEnergies фактически реанимировала проект с папуасами. В марте 2023 года TotalEnergies объявила о начале проектирования (FEED) проекта.

Papua LNG

• это проект по производству СПГ, реализуемый в ответ на желание Папуа-Новой Гвинеи развивать свои газовые ресурсы;
• запасы газа оцениваются более чем в 1 млрд бнэ;
• объем экспорта СПГ в рамках проекта составит 5,6 млн. т/год;
• структура проекта:
• 9 эксплуатационных скважин, 1 водонагнетательной скважины, 1 скважины для повторного нагнетания CO₂,
• газоперерабатывающий завод (ГПЗ),
• 320 км магистральный газопровод (МГП) (из которых 60 км на суше) по маршруту: Блок PRL-15 - площадка Caution Bay,
• СПГ-Завод неподалеку от порта Морсби;
• ресурсная база: газовые месторождения Elk и Antelope - 2 основных месторождения блока PRL-15, которые были полностью разведаны до 2017 г.;
• проект также будет включать схему улавливания и хранения углерода (CCUS) для природного CO₂ месторождений, который будет повторно закачиваться в резервуары;

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. «Газпромнефть-Хантос» сохраняет темпы добычи и продолжает наращивать ресурсную базу за счет геологоразведки (ГРР), цифровых технологий и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). За последние пять лет добыча предприятия выросла на 20% - с 12,3 млн т нефти в 2021 г. до более 14 млн т в 2025-м. В 1-м полугодии 2026 г. показатель составил 7 млн т.
Об этом сообщил журналистам генеральный директор компании Дмитрий Колупаев.

Несмотря на изменения внешней конъюнктуры, компания не пересматривала производственную программу и сохранила объемы как эксплуатационного, так и геологоразведочного бурения.


По его словам, специфика нефтегазовой отрасли не позволяет оперативно менять производственные планы вслед за краткосрочными колебаниями цен, ведь только вывод буровой на участок занимает более месяца и требует координации работы нефтесервисных организаций и специалистов предприятия. Спешить в таких вопросах нецелесообразно.



Напомним, что «Газпромнефть-Хантос» является крупнейшим по объемам нефтедобычи предприятием «Газпром нефти» и обеспечивает более 20% жидких углеводородов компании. За время деятельности накопленная добыча предприятия достигла 255 млн т, причем основной объем приходится на Южно-Приобское месторождение - около 80% (200 млн т).

Второй ключевой актив - месторождение имени Александра Жагрина, где добыча находится на уровне порядка 4 млн тонн/год нефти. В настоящее время здесь продолжается доизучение нижележащих горизонтов и оценка перспектив разработки запасов, которые пока не имеют необходимой экономической эффективности.

Переоценка зрелых активов

Одним из главных источников поддержания добычи «Газпромнефть-Хантоса» остается геологоразведка. Последние пять лет коэффициент восполнения ежегодной добычи предприятия превышает 100%. За этот период на баланс поставлено более 70 млн т нефтяных запасов различных категорий.

Предприятие продолжает геологоразведочные работы в Югре: в среднем ежегодно бурится около 10 разведочных и поисково-оценочных скважин, также проводятся сейсморазведочные работы. При этом современные цифровые инструменты позволяют искать новые возможности даже там, где месторождения считались детально изученными.


В 2026 г. благодаря переинтерпретации геологических данных на Южно-Приобском и Орехово-Ермаковском месторождениях были обнаружены новые залежи с запасами более 4 млн т нефти. На Орехово-Ермаковском месторождении это позволило увеличить добычу на 70%. После пятилетнего перерыва здесь вновь началось бурение.



Таким образом, цифровизация становится не только инструментом повышения эффективности действующего производства, но и способом расширения ресурсной базы без обязательного выхода на новые территории.

ТрИЗ становятся основой ресурсной базы

Около 70% запасов «Газпромнефть-Хантоса» сегодня относятся к трудноизвлекаемым. В основном это ачимовские, тюменские и меловые отложения.

В ближайшие годы доля ТрИЗ в портфеле предприятия, по словам Д. Колупаева, сохранится примерно на нынешнем уровне. Одновременно компания продолжит развивать технологии, позволяющие переводить сложные запасы из ресурсного потенциала в промышленную добычу.

В портфеле «Газпромнефть-Хантоса» находится около 60 млн тонн мало- или нерентабельных запасов. Это пласты малой толщины, водонасыщенные коллекторы и залежи с крайне низкой проницаемостью. Ежегодно предприятие вовлекает в разработку более 3 млн т таких сложных запасов.


Показательный пример - история самого Южно-Приобского месторождения. Когда-то его запасы относились к забалансовым и считались нерентабельными. Развитие технологий позволило изменить экономику разработки, и сегодня месторождение стало якорным активом предприятия, обеспечивая около 80% его добычи.



При этом запуск новых проектов ТрИЗ требует не только технологической, но и экономической эффективности.


В частности, разработка залежей со сверхвысокой обводненностью технически возможна, однако при существующей экономике может быть убыточной. Изменение налогового режима или рыночной конъюнктуры способно изменить инвестиционную привлекательность таких проектов. Поэтому налоговые инструменты, по мнению Д. Колупаева, остаются одним из эффективных механизмов стимулирования вовлечения ТрИЗ в разработку.

Компания постепенно расширяет долю ТрИЗ в добыче. На Южно-Приобском месторождении ачимовские запасы уже обеспечивают около 7% добычи. Одновременно специалисты работают с более глубокими горизонтами. В этом году геологи «Газпромнефть-Хантоса» переинтерпретировали данные сейсморазведки и подтвердили запасы тюменской свиты на этом активе.

Ключевым фактором здесь стал комплексный подход к изучению строения месторождения. Сначала специалисты консолидировали большой объем геолого-геофизических данных в рамках региональных научно-исследовательских работ, затем локализовали перспективные залежи и оценили геологические неопределенности. На этой основе была сформирована программа геологоразведки, направленная на снижение рисков и подтверждение ресурсов. Получив необходимые данные, специалисты углубили скважину до уровня тюменской свиты и получили промышленный приток более 100 т/сутки нефти.

Цифровизация дает дополнительную добычу

Цифровая трансформация стала одним из ключевых факторов роста эффективности предприятия. Суммарный эффект от работы Центра управления добычей, Центра управления строительством скважин, Центра инжиниринга ГРП и других цифровых и технологических подразделений «Газпромнефть-Хантоса» оценивается примерно в 1,2 млн т дополнительной добычи и 10 млрд руб.

При этом выделить эффект исключительно от цифровых решений невозможно: в производственном цикле одновременно применяются цифровые и традиционные инструменты, а профессиональная работа геологов, инженеров и производственных специалистов остается основой результата.

Активное развитие цифровых решений на «Газпромнефть-Хантосе» началось в 2021 г., одновременно с полноценным запуском разработки месторождения имени Александра Жагрина. В результате масштабного внедрения технологий предприятие смогло увеличить добычу при сохранении численности сотрудников, одновременно нарастив производственную программу и производительность труда.

Сегодня цифровые инструменты используются и для управления действующим фондом: в распоряжении предприятия находится около 3 тыс. км трубопроводов и порядка 4 тыс. эксплуатационных скважин, причем около 85% фонда работает в периодическом режиме. При этом цифровизация охватывает уже не отдельные технологические операции, а управление всей производственной системой.

ГРП - впервые полностью российский

Важной вехой в развитии предприятия стал запуск на Южно-Приобском месторождении первого российского серийного флота гидроразрыва пласта (ГРП). Его создание было важной задачей для России. Проект стал частью программы правительства РФ по импортозамещению, в которой «Газпром нефть» выступает отраслевым партнером и заказчиком.

Флот ГРП:

• адаптирован к климатическим и геологическим условиям Западной Сибири,
• может работать со скважинами сложной конструкции на глубине до 4 км,
• способен выполнять все виды многостадийного ГРП.

Для планирования и проведения операций используют российское программное обеспечение, включая цифровой симулятор гидроразрыва пласта «Кибер ГРП», который моделирует процессы формирования подземных трещин, подбирает оптимальные рецептуры реагентов и сценарии для проведения геологических операций.

Отечественный комплекс уже выполнил более 150 операций и работает в штатном режиме. По своим характеристикам он не уступает зарубежным аналогам, при этом самоходное шасси делает технику более компактной и повышает ее проходимость.

В 2027 г. «Газпромнефть-Хантос» ожидает поставку второго серийного российского флота ГРП. Потенциал тиражирования технологии остается высоким: доля ТрИЗ в ресурсной базе растет, а гидроразрыв пласта является одним из ключевых методов интенсификации добычи.

Следующий шаг - электрический ГРП

Следующим этапом технологического развития станет испытание первого российского электрического флота гидроразрыва пласта. В 2026 г. на Южно-Приобском месторождении планируется провести его опытно-промышленное применение.

Ключевое преимущество - снижение расхода дизельного топлива на 90%. Для «Газпромнефть-Хантоса» это особенно актуально благодаря собственной энергетической инфраструктуре: значительная часть электроэнергии производится за счет попутного нефтяного газа (ПНГ).

В перспективе электрический флот может использоваться не только на действующих месторождениях. При освоении новых лицензионных участков соответствующую инфраструктуру можно предусматривать уже на этапе проектирования, что позволит снизить затраты на топливо при проведении ГРП.

Попутный газ – это ресурс, а не препятствие

Еще одним направлением повышения эффективности производства остается полезное использование попутного нефтяного газа (ПНГ). Уровень на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» составляет 98%. За счет собственного газа предприятие обеспечивает 95–97% потребности в электроэнергии, а на месторождении имени Александра Жагрина ПНГ покрывает 100% потребностей в электричестве всей производственной и социальной инфраструктуры.



Помимо генерации электроэнергии, попутный газ направляется на переработку с получением товарной продукции и ценных углеводородных компонентов. Часть подготовленного газа поставляется в Единую систему газоснабжения, что позволяет дополнительно вовлекать ресурс в газовый баланс.

Технологии меняют и условия работы

Несмотря на масштаб цифровизации и автоматизации, главным фактором эффективности предприятия остается человек.


Сегодня в компании особое внимание уделяется условиям работы вахтового персонала. Показательный пример - месторождение имени Александра Жагрина. На начальном этапе его разработки сотрудники жили в вагончиках, а сегодня многофункциональный вахтовый комплекс, запущенный в 2025 г., стал высочайшим отраслевым стандартом жизни в автономии. там есть все - от двухэтажного спортзала и СПА до кинотеатра и центра виртуальных игр.

Сегодня конкурс на работу на месторождении стал одним из самых высоких в периметре «Газпром нефти», а удовлетворенность вахтового персонала условиями труда стабильно превышает 90%.

Опыт «Газпромнефть-Хантоса» показывает: потенциал зрелых месторождений далеко не исчерпан. Новые залежи здесь можно находить за счет переосмысления уже накопленных данных, а сложные запасы - переводить в разработку по мере появления технологий, меняющих экономику проектов. В результате цифровизация, геологоразведка и технологическое развитие становятся не отдельными направлениями, а единой системой, которая позволяет компании поддерживать добычу и формировать ресурсную базу на годы вперед.

Автор: А. Никитина

Подпишитесь

Читать полностью