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 Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть коррекционно снижаются после роста по итогам прошлой недели.

Нефтегазовые котировки

4 сентября 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на ноябрь на лондонской бирже ICE Futures выросла на 0,80%, до 96,28 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на октябрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подорожали на 0,20%, до 91,48 долл. США/барр.

7 сентября 2026 г. нефть дешевеет. К 11:30 мск стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures упала на 0,07%, до 96,21 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на октябрь подешевели на 0,49%, до 91,03 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США держатся на уровне 2,9 долл. США/млн БТЕ (103,8 долл. США/1000 м³). 4 сентября 2026 г. фьючерсы на природный газ на октябрь на электронных торгах NYMEX подорожали на 2,13% и составили 2,975 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 7 сентября котировки снизились на 1,13% и составили 2,936 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе поднялись выше 900 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 7 сентября торговались на уровне 73,4 евро/МВт·ч (904,4 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 2,01%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть в понедельник держатся около шестинедельных максимумов на фоне взаимных ударов США и Ирана по судам, проходящим через Ормузский пролив и другие районы региона, что ограничивает объем поставок нефти с Ближнего Востока.

По итогам прошлой недели Brent подорожала примерно на 8%, WTI – почти на 10% после возобновления атак между США и Ираном.

В субботу американские военные нанесли удары по трем иранским нефтяным танкерам, сообщил Центральное командование США. Один из танкеров находился у побережья острова Харг, расположенного в районе ключевого нефтяного экспортного узла Ирана.

В свою очередь, военно-морские силы Корпуса стражей исламской революции Ирана заявили об атаке на три нефтеналивных танкера, следовавших по несанкционированным маршрутам через Ормузский пролив, а также на три американских судна в других районах.

Морская разведывательная компания Marisks назвала субботние атаки «значительной эскалацией». По ее оценке, коммерческие танкеры теперь намеренно используются в качестве инструмента взаимного экономического давления, что стирает прежнюю границу между военным противостоянием и торговым судоходством.

Цены на бензин в США

В условиях продолжающегося конфликта на Ближнем Востоке и роста цен на энергоносители, американцы столкнулись с рекордно высокими ценами на бензин в выходные дни, посвященные Дню труда. День труда обычно является последним летним отдыхом для многих американцев, и многие путешествуют на автомобиле или самолете. Это еще и время начала политическихе кампаний по выборам в Конгресс на промежуточные сроки.

Средняя цена на бензин в США достигнет 4,03 доллара/галлон в День труда, что выше предыдущего рекорда в 3,83 доллара/галлон, установленный еще в 2012 году.

По данным сервиса отслеживания цен, средняя цена на бензин по стране в четверг составила около 4,13 доллара/галлон, что почти на 1 доллар больше, чем в среднем за прошлый год. Цена в 4 доллара/галлон - это проблема для Америки, которую Д. Трамп неутомимо пытается сделать снова великой.

Цены на бензин - один из наиболее важных экономических показателей для американских потребителей, это лакмусовая бумажка экономики в целом. Высокие цены на бензин - постоянная проблема для Дональда Трампа и его Республиканской партии.

Д. Трамп пообещал было снизить цены на энергоносители, но не очень хорошо получается. Недавно он усилил критику НПЗ и продавцов топлива, обвинив их в получении прибыли за счет завышенных цен на бензин.

Судоходство через Ормуз

Согласно данным аналитической компании Kpler, за последние 10 дней через Ормузский пролив в среднем проходили 10 грузовых судов в сутки. Это минимальный показатель с мая.

«Если движение танкеров начнет существенно замедляться, рынок может заложить в цены гораздо более серьезный шок предложения. Уже появляются признаки того, что это происходит», – заявила руководитель отдела рыночной аналитики Phillip Nova П. Сачдева.

Goldman Sachs допускает рост цен на нефть до 120 долл. США/барр., если атаки на суда усилятся.

Кроме того, секретарь Высшего совета национальной безопасности Ирана М. Резаи заявил, что в ближайшие дни за пределами Ормузского пролива будет объявлена зона ограничений.

ОПЕК⁺ сохранил параметры добычи

Тем временем ОПЕК⁺ по итогам заседания в воскресенье сохранил нефтяную политику на октябрь без изменений. Участники объединения намерены согласовать новые квоты, после чего примут решение о дальнейших параметрах добычи.

Помимо этого, инвесторы оценивают статистику Baker Hughes о буровой активности в США, которая указывает, что число действующих буровых установок снова осталось на прежнем уровне. За неделю, завершившуюся 4 сентября 2026 г., количество действующих нефтегазовых буровых установок не изменилось к предыдущей неделе и составило 588 ед.:

• число действующих нефтяных буровых установок выросло на 2 ед. и составило 449 ед.,
• число действующих газовых буровых установок снизилось на 2 ед. и составило 130 ед.,
• число многофункциональных буровых не изменилось и составило 9 ед.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 4 сентября 2026 г. в минусе:

• Dow Jones Industrial Average упал на 0,51%, до 53414,25 п.,
• Standard & Poor's 500 потерял 0,38% и составил 7718,60 п.,
• Nasdaq Composite уменьшился на 0,29%, до 26506,99 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 7 сентября упал на 0,34% и составил 98,813 п. Евро подорожал к доллару США на 0,16%, до 1,1633 долл. США/евро.

Bitcoin относительно стабилен. 7 сентября 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подешевел на 0,43% и составил 79,580 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Место проведение – г. Когалым, конференц-зал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», ул. Широкая, д.40.

Организаторы - Экспертный совет по механизированной добыче нефти и Центр профессионального развития.

При поддержке:

ПАО «ЛУКОЙЛ»
Союза нефтегазопромышленников России
Торгово-промышленной палаты РФ

Сайт конференции https://malodebit.ru/

Формат - очно и онлайн.

Зарегистрировано 230 участников, программа конференции сформирована.

Спикеры:

Р. Камалетдинов (Экспертный совет); С. Мерзляков («ЛУКОЙЛ»); А. Чернов («Сургутнефтегаз»); А. Артюхов («Татнефть»); С. Медведев («Сургутнефтегаз»); К. Лапин («ЛУКОЙЛ»); А. Карсанов («ЛУКОЙЛ»); И. Авдеев («Сургутнефтегаз»); Т. Вильданов («ЛУКОЙЛ»); А. Аникин («Сургутнефтегаз»); А. Семенов («ЛУКОЙЛ»); Р. Кутдусов («Сургутнефтегаз»); Т. Насуев («ЛУКОЙЛ»); П. Семенюк («КЗХ»); Е. Орлик («Технологии ОФС»); К. Заморин («ЛУКОЙЛ»); Р. Сайфутдинов («ИРЗ»); С. Щелконогов («Мейджерпак»); Ф. Иксанов («БКО»); А. Ардиев («Технологии строительства скважин») и др.

Деловая программа конференции включает:

• 3 сессии (24 доклада), Круглый стол «Периодическая эксплуатация скважинного оборудования: проблемы и пути решения», питч-сессию стартапов нефтегазовой тематики;
• Экскурсию по лабораторному корпусу ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», образовательному центру (филиал Пермского национального исследовательского политехнического университета);
• Посещение завода по производству вентильных электродвигателей, производственной базы ООО «ЭПУ Сервис»;
• Посещение Центра интегрированных операций (ЦИО), кустовой площадки Южно-Ягунского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»;
• Посещение ООО «Войкан»;
• Экскурсию по г. Когалыму.

Основные темы конференции:

• Новые виды оборудования и технологий для добычи нефти из малодебитных скважин;
• Организация опытно-промышленных испытаний на промышленных полигонах;
• Особенности подбора оборудования с учетом критерия энергоэффективности, специфика вывода на режим, эксплуатации малодебитных скважин;
• Методы предупреждения и борьбы с осложнениями при эксплуатации малодебитных скважин (мехпримеси, солеотложения, газ, АСПО, коррозия);
• Опыт использования химреагентов на осложненном фонде;
• Методы увеличения притока из малодебитных скважин, опыт применения различных способов обработки призабойной зоны пласта, технологий повышения нефтеотдачи пластов;
• Опыт совершенствования процедур расследования причин отказов скважинного оборудования, повышения качества анализа отказов, новые методики экспертизы часто-ремонтируемого фонда скважин;
• Малогабаритное оборудование, применяемое в боковых и горизонтальных стволах, скважинах малого диаметра, системах ОРЭ;
• Интеллектуализация добычи нефти, периодическая эксплуатация и др.

Питч-сессия стартапов:

1. ООО «Финист-М» (Практическое применение ИИ для решения задач повышения МРП мехфонда и расследования причин отказов)
2. RCROBOTICS (Мобильные робототехнические комплексы для морских платформ и производственных объектов на суше)
3. ООО «БМК-Сервис» (Предиктивная аналитика отказов на фонде УЭЦН)

Круглый стол «Периодическая эксплуатация скважинного оборудования: проблемы и пути решения».

Модераторы:

• Р. Камалетдинов, председатель Экспертного совета по механизированной добыче нефти
• С. Мерзляков, начальник отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ПАО «ЛУКОЙЛ»

Спикеры:

• Е. Кибирев, директор по качеству Levare International
• А. Чернов, ведущий инженер производственного отдела по добыче нефти и ППД ПАО «Сургутнефтегаз»
• А. Шляпчинский, ведущий инженер управления техники и технологии добычи нефти и газа по Западно-Сибирскому региону ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» ПАО «ЛУКОЙЛ»
• А. Артюхов, заместитель начальника управления добычи нефти и газа СП «Татнефть-Добыча» ПАО «Татнефть»
• С. Медведев, заместитель начальника ЦБПО ЭПУ ПАО «Сургутнефтегаз»
• К. Лапин, ведущий инженер отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» ПАО «ЛУКОЙЛ»

Обсуждаемые вопросы:

• Опыт внедрения периодической эксплуатации, выявленные осложнения, пути решения;
• Совершенствование программных продуктов по подбору периодического режима скважинного оборудования, по контролю и оптимизации периодического режима;
• Создание алгоритмов периодической эксплуатации в современных станциях управления;
• Влияние режимов работы скважин на ресурс скважинного оборудования;
• Совершенствование методик подбора периодического режима работы скважин

Более подробную информацию о конференции можно получить по телефонам: +7-985-455-36-45; +7-495-003-59-25; электронной почте: cenprodev@list.ru

Автор: Д. Колесникова Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются только по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», транспортировка транзитом по газотранспортной системе (ГТС) Украины и другим маршрутам остановлена.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, держится вблизи 49 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 6 сентября 2026 года составил 49,32 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 7 сентября, прокачка снизится до 48,97 млн м³.

С начала 2026 года поставки газа по этому маршруту на 3,17% превышают показатели аналогичного периода 2025 года, объем прокачки достиг 11,87 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

В Европе сохраняется контрастная погода. На юге Европы – в Испании, Португалии, Греции, Италии и на Балканах сохраняется аномальная жара с температурой воздуха около 40°C. На северо-западе региона – во Франции, Бельгии, Германии – начинается переход к более прохладной и неустойчивой погоде, с дождями и грозами, тогда как на севере и северо-востоке уже ощущается влияние осени.

В сервисе Meteoalarm предупреждения об аномально высокой температуре желтого уровня опубликованы для Италии, Греции, Португалии, Словении, Боснии и Герцеговины, Хорватии, Сербии, оранжевого – для Франции, Испании, Черногории.

После 9 сентября ожидается дальнейшее понижение температуры воздуха на севере региона, тогда как жара на юге будет сохраняться и далее. Причем с 10 сентября ожидается вторжение новой волны горячего воздуха из Африки, ослабление жары возможно после 13 сентября.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе снизилась. Согласно сервису WindEurope, 6 сентября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 14,9% спроса на электроэнергию в Европе (19,9% в конце прошлой недели).

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 5 сентября 2026 года, подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 66,59%, в них находилось 71,08 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,29 п.п., днем ранее – на 0,28 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Испании, Португалии, Латвии и Швеции (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 54,16%, во Франции – на 73,41%, в Австрии – на 67,3%, в Италии – на 83,68% (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 41,44 млрд м³ газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 24,88 млрд м³. Поскольку уровень в 90% заполнения ПХГ очевидно достигнут не будет, ЕК готова снизить требуемый уровень заполнения ПХГ до 75% к 1 ноября. От сниженного целевого показателя газовые компании ЕС отделяет 8,88 млрд м³, это реальный к закачке объем (правда с середины октября уже начинается отбор), но как это скажется на стабильности прохождения осенне-зимнего периода (ОЗП), неясно.

Нефтегаз.РУ напоминает, что к 5 сентября в 2025 г. европейцы успели заполнить ПХГ до 78,95%, в них находилось 84,71 млрд м³ газа. Запасы к зиме составляли 48,33 млрд м³ газа. Сейчас общий объем запасов меньше показателя прошлого года на 13,63 млрд м³ газа, закачка в текущем сезоне отстает на 7,0 млрд м³.

Газовые котировки в Европе пробили отметку в 900 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 7 сентября торговались на уровне 73,4 евро/МВт·ч (904,5 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 2,01%.

Подпишитесь

Читать полностью