Триполи, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Австрийская OMV по итогам технической и экономической оценки признала коммерчески жизнеспособным нефтяное месторождение Essar (Эссар) в бассейне Сирт (Sirte Basin) в Ливии.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

OMV оценила извлекаемые ресурсы месторождения в 45 млн барр. нефти. Компания является оператором проекта и владеет 12% в концессии C 103. Разработкой месторождения займется Zueitina Oil Company.

Ожидается, что Essar сможет выйти на добычу около 6 тыс. барр./сутки нефти. OMV рассчитывает ускорить ввод объекта в эксплуатацию благодаря его близости к существующей добывающей и перерабатывающей инфраструктуре.

Открытие Essar было сделано в результате бурения разведочной скважины B1-106/4. В июле 2026 г. NOC сообщала о коммерческой рентабельности проекта и приводила оценку извлекаемых запасов на уровне около 195 млн баррр. при проектной добыче порядка 5 тыс. барр./сутки. OMV не поясняет в сообщении методологию, которая позволила сопоставить эту оценку с ранее заявленными NOC 195 млн барр.

Для OMV Essar стал одним из результатов возобновления геологоразведочных работ в Ливии. Компания работает в стране около 50 лет и в конце 2024 г. вернулась к разведке после более чем 10-летнего перерыва.

Ливия обладает крупнейшими доказанными запасами нефти в Африке. На фоне восстановления отрасли NOC в 2025 г. провела первый почти за 2 десятилетия лицензионный раунд, а в июне 2026 г. заключила соглашения с победителями тендера, включая Repsol, Eni, QatarEnergy, Turkish Petroleum и MOL.

Ливия располагает крупнейшими в Африке запасами углеводородов. При этом около 70% всей территории страны и 65% ее территориальных вод остаются недостаточно изученными, что указывает на значительный потенциал геологоразведки, который в стране не проводился на протяжении более чем 17 лет.

По состоянию на начало 2020 г. объем доказанных запасов нефти оценивался в 48,4 млрд барр. Страна является членом ОПЕК, но не участвовала в соглашениях ОПЕК+ по сокращению добычи нефти.

Поступления от нефтяного сектора формируют существенную часть доходов государственного бюджета. В предыдущие годы добыча и экспорт неоднократно прерывались из-за блокировок инфраструктуры и внутренних конфликтов.


До убийства М. Каддфи Ливия процветала. Лидеру страны удавалось объединить все враждующие силы под идеей процветания Ливии. До арабской революции 2011 года, добыча нефти в Ливии составляла 1,6 млн барр/сутки. Ливия была 12^м по значимости экспортером нефти в мире. М. Каддафи хотел построить водовод для использования вод подземного озера в Ливии.


Уже в 2012 г. Запада дерзко заявлял о том, что экономика Ливии может оказаться самой быстрорастущей в мире. Но идут годы, а примирить враждующие стороны и наладить работу без забастовок так и не удалось.

Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Структуры государственной Зарубежнефти приобрели у РусХима газовые активы в Ненецком автономном округе (НАО). Речь идет о компаниях, владеющих лицензиями на Кумжинский и Коровинский участки недр. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на источники и данные ЕГРЮЛ.

Структура Зарубежнефти ЗН Перспектива приобрела ООО ЕСН, которому принадлежит лицензия на Коровинское месторождение. Соответствующие изменения в ЕГРЮЛ внесены 15 сентября. В тот же день генеральный директор ЗН Перспективы В. Терентьев возглавил СН Инвест, которому принадлежит лицензия на Кумжинское месторождение. По данным источников Коммерсанта, этот актив также перешел структурам Зарубежнефти.

Совладелец РусХима Г. Миргородский сообщил Ъ, что сделка находится в процессе, переадресовав вопросы Зарубежнефти. В нефтекомпании и РусХиме от официальных комментариев отказались.

Газовые активы РусХима

РусХим приобрел компании, владеющие лицензиями на Кумжинское и Коровинское ГКМ, у группы Alltech и после этого начал искать партнеров для их разработки. В числе потенциальных партнеров была Газпром нефть, а в 2024 г. РусХим договорился о партнерстве с Зарубежнефтью. Предполагалось, что нефтекомпания получит долю участия в этих активах.

В отчетности структур РусХима за 2025 г. уже сообщалось о полной продаже СН Инвест и ЕСН неназванному профильному игроку. Стоимость СН Инвест, которому принадлежит лицензия на Кумжинское месторождение, оценивалась в 7,5 млрд руб.

Совокупные запасы Кумжинского и Коровинского месторождений оцениваются примерно в 200 млрд м³ газа. Кумжинское ГКМ по размеру запасов относится к категории крупных (104,5 млрд м³ природного газа по категории АВС₁+С₂), Коровинское – к категории средних (41,1 млрд м³). Проектный объем добычи на Кумжинском ГКМ составляет 3,2 млрд м³/год, на Коровинском – 1,0 млрд м³/год.

Изначально эти активы должны были стать ресурсной базой для завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) Печора СПГ, а затем – вертикально-интегрированного газохимического комплекса по производству метанола в районе поселка Индига, где планировалось построить незамерзающий порт. Теперь РусХим планирует перенести строительство завода на побережье Балтийского моря. Инвестиции в проект ранее оценивались в 205–220 млрд руб.

Причины продажи активов

По данным источника Ъ, Зарубежнефть могла приобрести Кумжинское и Коровинское месторождения по цене ниже рыночной. Покупка активов соответствует стратегии компании по диверсификации бизнеса за счет газовых проектов.

Освоение месторождений становится более затратным из-за необходимости создания инфраструктуры. При этом Зарубежнефть приобретает активы рядом со своим Харьягинским проектом, где у компании уже есть необходимая инфраструктура и опыт работы в условиях Крайнего Севера.

По мнению управляющего партнера Kasatkin Consulting Д. Касаткина, если планы РусХима по переносу метанольного производства на Балтику сохраняются, экономический смысл владения арктическими месторождениями снижается. Он считает, что продажа активов может быть частью пересмотра конфигурации проекта.

При этом перспективы строительства метанольного завода сохраняются, однако санкции усложняют экономику проекта. По оценке источника Коммерсанта, российский газ дает проекту конкурентные преимущества, но насыщенность внутреннего рынка метанола и конкуренция за экспортные контракты с Китаем могут создавать дополнительные риски.

По данным ЦЦИ, в сентябре средняя цена метанола в России выросла на 5%, до 31,72 тыс. руб./т с НДС, обновив максимум текущего года. Основными факторами роста стали повышение привлекательности экспорта и плановые ремонты на части предприятий, временно сократившие предложение. В краткосрочной перспективе ЦЦИ ожидает дальнейшего роста внутренних цен. Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Два судна-тяжеловоза вывезли из Китая последние два модуля генерации электроэнергии, изготовленные для проекта Арктик СПГ-2.
На перемещение оборудования обратило внимание отраслевое издание gCaptain.

По данным AIS и спутниковых снимков, суда Glory Ocean (IMO 9934498) и Bright Ocean (IMO 9830769) приняли модули 2-PGM-002 и 2-PGM-004 в порту Чжанцзяган в период с 6 по 10 сентября. После погрузки оба судна взяли курс на север, в сторону Японского моря.

Речь идет о двух последних из четырех модулей береговой электростанции, предназначенных для переработанной конфигурации второй технологической линии Арктик СПГ-2. Оборудование изготовили на бывшей площадке Wison Offshore (ныне Wison New Energies) в Чжоушане.

Проект Арктик СПГ-2 предусматривает три линии сжижения мощностью по 6,6 млн т/год СПГ. Первая линия была запущена в 2023 г. Вторая пока работает с неполной системой электроснабжения.

Согласно проектной документации, энергоснабжение комплекса должны обеспечивать 20 газовых турбин суммарной мощностью 482 МВт. Установка двух недостающих модулей позволит завершить предусмотренную конфигурацию электростанции и создаст техническую возможность для наращивания производительности второй технологической линии.

Перемещение модулей: Glory и Bright снова в деле несмотря на санкции

Первые два модуля береговой электростанции – PGM-001 и PGM-003 – покинули китайскую площадку в 2024 г. Осенью того же года они прибыли на п-ов Гыдан. Их маршрут впоследствии стал одним из оснований для введения США санкций против китайской Wison Zhoushan Offshore and Marine. В январе 2025 г. Минфин США включил компанию в санкционный список, указав на ее участие в строительстве и поставке оборудования для Арктик СПГ-2.

С модулями PGM-002 и PGM-004 ситуация оказалась сложнее. После изготовления они более года оставались в Китае.

Движение оборудования возобновилось весной 2026 года. 17 и 26 апреля китайское судно Xin Xu Zhi Xing забрало модули с площадки в Чжоушане и доставило их в Чжанцзяган — соответственно 19 апреля и 1 мая. Само судно под санкции США и их партнеров не попадало.

Затем оборудование на несколько месяцев задержалось в Чжанцзягане. В начале сентября за ним пришли Glory Ocean и Bright Ocean.

Для Glory и Bright это уже не первая перевозка оборудования для Арктик СПГ-2 в 2026 г. В июле Glory Ocean доставило на Гыдан модуль TMR-001 – ключевой элемент трубопроводной эстакады, устанавливаемый в центральной части платформы. Следом Bright Ocean привезло TMR-002, следующий в технологической цепочке монтажа.

При этом сами тяжеловозы также находятся под санкциями США за участие в российских энергетических проектах. Ранее Glory Ocean ходило под названиями Nan Feng Zhi Xing и Glory Ocean, а Bright Ocean — как Hunter Star и Bright Ocean. В 2026 г. оба судна были перерегистрированы под российский флаг. Их владельцем стала зарегистрированная в Архангельске компания Eco Shipping LLC.

Пока неясно, означает ли доставка новых модулей полноценное возобновление работ или лишь перемещение оборудования из Китая на территорию России. Тем не менее если модули PGM 2 и PGM 4 успешно достигнут Гыданского полуострова, у НОВАТЭКа появится возможность завершить электроснабжение второй линии проекта Арктик СПГ-2 и продолжить его вывод на проектные параметры. При этом еще два модуля – TMR-003 и TMR-004 – остаются в Китае.

Проект Арктик СПГ-2

• реализуется на п-ве Гыдан, на другом берегу от порта Сабетта, где расположен экспортный терминал Ямал СПГ;
• ресурсная база – Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение, доказанные и вероятные запасы которого по стандартам PRMS (на 31 декабря 2020 г.) составили 1434 млрд м³ природного газа и до 90 млн т жидких углеводородов;
• завод должен включать в себя 3 технологические линии общей мощностью 19,8 млн т/год СПГ (6,6 млн т/год каждая) и 1,6 млн т/год стабильного газового конденсата, размещенных в акватории Обской губы на основаниях гравитационного типа (ОГТ);
• 2 линии уже доставлены на место работы и введены в эксплуатацию;
• основным акционером Арктик СПГ-2 является НОВАТЭК (60%), также в нем участвуют французская TotalEnergies, китайские CNPC и CNOOC, японский Japan Arctic LNG (консорциум JOGMEC и Mitsui), владеющие по 10% каждый.

Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Американская Sempra Infrastructure заключила 20-летнее соглашение о продаже и покупке сжиженного природного газа (СПГ) с бразильской Petrobras, сообщила Sempra.

Соглашение было подписано в конце августа 2026 г. Согласно договору, американская компания будет поставлять Petrobras около 0,8 млн т/год СПГ с законтрактованных Sempra Infrastructure мощностей проекта Port Arthur LNG Phase 2, который строится в округе Джефферсон, штат Техас. Petrobras стала первой южноамериканской компанией в портфеле клиентов Sempra по СПГ.

Для Petrobras соглашение является инструментом формирования долгосрочной сырьевой базы. По данным компании, контракт позволит:

• снизить зависимость от закупок на спотовом рынке,
• повысить управляемость рисков газового портфеля,
• обеспечить большую гибкость при выполнении контрактов на внутреннем рынке Бразилии.

Port Arthur LNG увеличит мощности до 26 млн т/год

Port Arthur LNG Phase 2 (2-я очередь) предусматривает строительство 2-х линий сжижения природного газа с совокупной проектной мощностью около 13 млн т/год СПГ. После реализации 2-й очереди общая мощность комплекса должна увеличиться примерно с 13 млн до 26 млн т/год СПГ.

Инвестиционное решение (FID) по 2-й очереди было принято в сентябре 2025 г. В состав проекта также войдут резервуар для хранения СПГ и сопутствующая инфраструктура. Коммерческая эксплуатация 3-й линии ожидается в 2030 г., четвертой - в 2031 г.

1-я очередь Port Arthur LNG также находится в стадии строительства. Она включает две линии сжижения, запуск которых ожидается в 2027 и 2028 гг. соответственно.

После завершения обеих очередей комплекс будет включать четыре линии сжижения и три резервуара для хранения СПГ.

• позиционируется как один из крупнейших СПГ-проектов в США;
• будет построен вблизи г. Порт Артур и иметь выход к каналу Сабин - Нэш, выходящему в Мексиканский залив и являющимся третьим по объему грузовых перевозок водным путем США;
• перспективная мощность – 45 млн т/год (8 технологических линий);
• 1-я очередь Port Arthur LNG:
• мощность – около 13,5 млн т/год;
• инфраструктура:
• 2 технологические линии сжижения природного газа (train), которые, как ожидается, будут введены в коммерческую эксплуатацию в 2027 г. и 2028 г.,
• 2 резервуара для хранения СПГ,
• морские сооружения, в том числе причал,
• зоны погрузки и разгрузки грузовиков;
• инвестиции – 13 млрд долл. США;
• обеспечена обязательными долгосрочными соглашениями с ConocoPhillips, RWE Supply and Trading, PKN ORLEN S.A., INEOS и ENGIE S.A.;
• строительство началось в конце марта 2023 г.
• 2-я очередь Port Arthur LNG:
• мощность – 13 млн т/год СПГ;
• инфраструктура:
• 2 линии сжижения природного газа – №3 и №4,
• резервуар для хранения СПГ,
• морской причал для приема танкеров-газовозов.

Разрешение на реализацию 2-й очереди Port Arthur LNG Федеральная комиссия по регулированию энергетики США (FERC) выдала в сентябре 2023 г. В ноябре 2023 г. проект столкнулся с трудностями – Апелляционный суд 5-го округа США аннулировал разрешение на выбросы.

В Sempra сообщали, что попытаются обеспечить пересмотр разрешения и подумают об установке дополнительного оборудования или оптимизации технологии. Также было заявлено, что на сроках реализации проекта это не отразится.

2-я очередь проекта предусматривает долгосрочные поставки СПГ в рамках 20-летних договоров купли-продажи со стратегическим партнером ConocoPhillips в качестве основного, а также другими контрагентами – EQT, JERA Co. Inc. и Sempra Infrastructure Partners.

Кроме того, в 2024 г. Sempra Infrastructure и дочерняя структура Saudi Aramco подписали предварительное соглашение, предусматривающее возможность поставки 5 млн т/год СПГ со 2-й очереди в течение 20 лет, а также возможность приобретения Saudi Aramco 25% доли в Port Arthur LNG Phase 2.

Новый контракт с Petrobras дополняет портфель долгосрочных соглашений Port Arthur LNG. Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Федеральный суд аргентинского города Рио-Гранде постановил приостановить реализацию нефтегазового проекта Sea Lion, который британская Rockhopper Exploration и израильская Navitas Petroleum планируют реализовать примерно в 220 км к северу от Мальвинских (Фолклендских) островов.
Решение вынесла судья М. Борруто в рамках обеспечительной меры по иску о возможном экологическом и суверенном ущербе.

Суд обязал компании воздержаться от начала, продолжения или реализации проекта. Запрет распространяется, в частности, на:

• бурение морского дна и недр,
• установку подводной инфраструктуры и трубопроводов,
• размещение плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO),
• начало коммерческой добычи углеводородов.

Решение связано с экологической экспертизой

Иск подали Ассоциация адвокатов и специалистов по экологическим вопросам Аргентины (AAdeAA) и Центр ветеранов Мальвинской войны в Ла-Плате (CECIM). Заявители потребовали остановить проект, ссылаясь на возможный ущерб окружающей среде и интересам Аргентины в споре о принадлежности островов.

Одним из оснований для обеспечительной меры суд назвал отсутствие процедуры оценки воздействия проекта на окружающую среду со стороны аргентинских органов. По данным аргентинской прокуратуры, речь идет о проекте на участке, который Аргентина рассматривает как часть своего континентального шельфа.

При этом решение не является окончательным вердиктом по существу спора. Суд подчеркнул, что мера носит временный характер. Приостановка должна действовать до проведения соответствующей экологической оценки либо до нового решения суда.

Rockhopper Exploration и Navitas Petroleum также обязаны предоставить суду информацию о:

• текущем состоянии проекта,
• графике работ,
• подрядчиках,
• источниках финансирования,
• страховщиках,
• проведенных экологических исследованиях.

На представление этих данных компаниям предоставлено 10 рабочих дней.

Аргентина усиливает давление

Решение суда стало очередным шагом Буэнос-Айреса против разработки углеводородных ресурсов в районе Фолклендских островов. 3 сентября 2026 г. президент Аргентины Х. Милей объявил о подготовке законопроекта об ужесточении санкций против компаний, участвующих в нефтегазовой деятельности в районе архипелага. Правительство также сообщало о намерении применить санкционные меры к десяткам юридических и физических лиц, связанных с такой деятельностью.

Напомним, что Sea Lion разрабатывается на участке примерно в 220 км к северу от Мальвинских островов. Вопрос принадлежности архипелага остается предметом спора между Аргентиной и Великобританией: Лондон осуществляет управление островами, тогда как Буэнос-Айрес заявляет о своих суверенных правах на них.

В марте 2013 г. на Фолклендских островах прошел референдум, в ходе которого большинство жителей (99,8%) проголосовали за то, чтобы острова сохранили статус британской территории. Конфликт обострился, что заставило Аргентину болезненно реагировать на деятельность нефтяных компаний на островах.

Компании в свою очередь заявляли, что не ожидают существенного влияния высказываний Х. Милея на реализацию проекта.

В декабре 2025 г. Navitas Petroleum и Rockhopper Exploration приняли окончательно инвестиционное решение (ОИР) по первому этапу разработки нефтяного месторождения Sea Lion. Стоит отметить, что ОИР было принято спустя 15 лет после обнаружения нефти. Сообщалось, что первые баррели с проекта стоимостью 2,1 млрд долл. США ожидаются в 2028 г.

Нефтяное месторождении Sea Lion

• открыто в 2010 г. разведочной скважиной 14/10-2;
• расположено примерно в 220 км к северу от Фолклендских островов в блоке 14/10 на лицензионных участках недр PL032 и PL004b;
• глубина воды в этом районе составляет примерно 450 м;
• в рамках разработки планируется построить 23 скважины, в том числе 16 нефтедобывающих, 6 водонагнетательных и 1 газонагнетательную;
• скважины будут пробурены с использованием мобильной морской буровой установки на 6 площадках, привязаны к плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO);
• разработка месторождения будет осуществляться поэтапно:
• 1-й этап предусматривает добычу 170 млн барр. нефти при пиковой производительности в 50 тыс. барр./сутки;
• 2-й этап предполагает добычу еще 149 млн барр. нефти.

Правительство Фолклендских островов одобрило программу разработки и добычи на этапах 1 и 2 проекта Sea Lion в Северном районе освоения. Лицензии на разработку месторождения будут действовать в течение 25 лет с возможностью продления при необходимости.

Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. На борту нефтеналивного танкера Unity, находящегося под арестом в Индии с мая 2026 года, остаются 23 члена экипажа, в том числе 20 граждан России. Судно не может продолжить плавание из-за необходимости ремонта. Об этом сообщили в Генконсульстве РФ в Калькутте.

Согласно судовой роли, на борту также находятся два гражданина Египта и один гражданин Казахстана. Танкер обеспечен продовольствием и питьевой водой до конца сентября. Очередной запас был доставлен на судно 19 августа 2026 г.

Генконсульство РФ также сообщило ,что суд в Индии 21 сентября рассмотрит вопрос о возвращении на родину экипажа. Индийская сторона связывает вопрос о репатриации экипажа с его заменой на новый состав.

Как танкер оказался под арестом

Unity прибыл к индийскому побережью в мае 2026 г. после выполнения грузовых операций. 11 мая судно было арестовано индийскими властями и с тех пор остается на якорной стоянке у порта Парадип. По данным индийских СМИ, основанием для ареста стал иск поставщика бункерного топлива из ОАЭ, который заявил о неисполнении финансовых обязательств на сумму более 4 млн рупий. Высокий суд штата Орисса вынес решение об аресте судна.

По информации российского Генконсульства, компании-истец и ответчик зарегистрированы в ОАЭ. Разбирательство по финансовым претензиям продолжается в Высоком суде штата Орисса.

После ареста танкер не получил возможности продолжить плавание. Судно требует ремонта, а порт Парадип не разрешает ему швартовку.

Хронология событий:

• 11 мая - Unity после завершения грузовых операций был арестован индийскими властями у порта Парадип;
• июнь - родственники членов экипажа начали публично сообщать о проблемах на судне, включая нехватку продовольствия и питьевой воды, перебои со связью и технические неисправности. По их данным, часть контрактов моряков к этому моменту уже истекла;
• 19 августа - на танкер был доставлен очередной запас продовольствия и питьевой воды. По расчетам капитана, его должно хватить до конца сентября;
• 25 августа - состоялось первое заседание по обращению об обеспечении репатриации экипажа;
• 11 сентября - прошло второе заседание. Представитель индийских властей запросил дополнительное время для формирования позиции по делу. Следующее заседание назначено на 21 сентября.

Вопрос о возвращении моряков

Решением вопросов, связанных с передачей управления танкером и репатриацией экипажа, занимается российская страховая компания Согласие. Через своего адвоката страховщик подал от имени моряков обращение в Верховный суд штата Орисса с требованием обеспечить их возвращение на родину.

Индийская сторона связывает репатриацию действующего экипажа с его заменой на новый состав.

Unity сейчас находится на якоре примерно в 10 км от берега порта Парадип. По данным родственников моряков, некоторые члены экипажа находятся на судне более 10 месяцев.

Генконсульство РФ сообщило, что направило обращения в МИД Индии, профильные ведомства и администрацию порта, а также запросило возможность консульского посещения экипажа. Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Специалисты СибурТюменьГаза и нефтяной компании Янгпур за счет оптимизации технологических режимов и модернизации промыслового оборудования дополнительно направили на переработку на Губкинский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) более 7 млн м³ попутного нефтяного газа (ПНГ) за 1-е полугодие 2026 г.
Об этом сообщила пресс-служба СибурТюменьГаза.

Из дополнительного объема сырья произведено:

• около 6 млн м³ сухого отбензиненного газа;
• 2,2 тыс. т широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Из полученного сырья в дальнейшем можно произвести более 1 тыс. т полимеров - этого объема достаточно примерно для выпуска 120–160 км труб для водоснабжения, газовых сетей и другой инфраструктуры.

Дополнительное сырье для газопереработки

Попутный нефтяной газ образуется одновременно с добычей нефти и является ценным сырьем для газопереработки и нефтехимии. Его вовлечение в переработку позволяет возвращать углеводороды в производственный цикл и получать продукцию с более высокой добавленной стоимостью.

Поиск дополнительных объемов сырья стал частью работы Губкинского ГПЗ по эффективному использованию производственных мощностей. На фоне изменения профиля поставок ПНГ специалисты предприятия совместно с коллегами из Янгпура проанализировали возможности увеличения приема сырья, провели переговоры и организовали выезды на месторождения.

Основная задача заключалась в том, чтобы вовлечь в систему сбора и транспортировки газ, который ранее не поступал на переработку.

Модернизация промысловой инфраструктуры

На стороне Янгпура для увеличения объема поставок смонтировали дополнительные сепараторы на промысловых объектах. Оборудование рассчитано на работу при более высоком разрешенном давлении, что позволило увеличить объем газа, направляемого в систему поставки ПНГ.

Параллельно специалисты Губкинского ГПЗ оптимизировали работу приемной части предприятия:

• скорректировали технологический режим,
• снизили давление в приемном коллекторе,
• перераспределили потоки между установками.

Это позволило увеличить прием ПНГ без изменения базовой технологической схемы завода.


В дальнейшем реализация совместного проекта позволит обеспечить:

• дополнительный прием 23 млн м³ ПНГ,
• производство 7,3 тыс. т ШФЛУ и 19,3 млн м³ сухого отбензиненного газа.

Читать полностью

Бангкок, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Спрос на сжиженный природный газ (СПГ) в Азии в 2026 г. может сократиться второй год подряд на фоне перебоев с поставками из стран Персидского залива, вызванных конфликтом США и Израиля с Ираном. Ограничение предложения привело к росту цен до многолетних максимумов, что, в свою очередь, снижает потребление газа. Об этом сообщило агентство Reuters.

По оценкам аналитиков, спрос на СПГ в Азии может уменьшиться на 3–10% по сравнению с уровнем 2025 г. Наибольшее сокращение придется на страны Северо-Восточной Азии. При этом в 2027 г. ожидается восстановление спроса.

«Основная часть сокращения спроса пришлась на Северо-Восточную Азию. В этих странах есть уголь и доступные мощности атомной генерации. В зависимости от структуры энергобаланса они смогли сократить потребление СПГ», - сообщил аналитик Rystad Energy Л. М. Пэн.

По его словам, в некоторые месяцы 2026 г. средняя температура в регионе была ниже, чем годом ранее, что снизило потребность в выработке электроэнергии. В частности, спрос на электроэнергию и ее производство в Южной Корее и Японии сократились в годовом выражении.

Снижение спроса в Китае

Китай обеспечивает значительную часть сокращения спроса на СПГ в Северо-Восточной Азии. По данным Kpler, импорт СПГ в страну может снизиться в годовом выражении на 6,1 млн т.

Высокие цены на газ оказывают давление на промышленные предприятия. Энергоемкие отрасли, включая производство керамики, метанола и стекла, вынуждены сокращать выпуск продукции или приостанавливать работу заводов из-за роста топливных затрат.

Кроме того, активный отбор газа из хранилищ, увеличение внутренней добычи и рост импорта по трубопроводам сократили потребность Китая в закупках СПГ, отметил аналитик Nelson Xiong.

«В условиях сохраняющихся высоких цен китайские покупатели также будут откладывать закупки для пополнения запасов. Мы ожидаем, что основные дополнительные закупки начнутся в конце декабря или в первом квартале 2027 г.», - добавил он.

В 2025 г. спрос на СПГ в Азии уже снижался. В начале 2026 г. ожидалось его восстановление на 4–7% благодаря увеличению поставок из США и Катара, которое должно было привести к снижению цен.

Однако конфликт, начавшийся 28 февраля, нарушил поставки СПГ из стран Персидского залива. После атак Ирана, в результате которых была выведена из строя часть экспортных мощностей, катарская QatarEnergy объявила форс-мажор и приостановила экспорт. Повреждения затронули 17% ее мощностей по производству СПГ.

С тех пор спотовые цены на СПГ в Азии более чем удвоились и достигли 26 долл. США/млн БТЕ, максимального уровня с декабря 2022 г.

Несмотря на высокие цены и ограниченное предложение, Индия и Бангладеш продолжают активно закупать СПГ на спотовом рынке, что свидетельствует об устойчивом спросе, отметила аналитик LSEG Ш. Шах.

«В Индии спрос на СПГ, как ожидается, будет в основном поддерживаться сектором коммунально-бытового газоснабжения и производством удобрений. На них в совокупности приходится около 70% общего импорта СПГ в страну», - сообщила она.

По ее словам, в Бангладеш закупки СПГ на спотовом рынке будут поддерживаться потребностями базовой генерации электроэнергии.

Зависимость Азии от поставок через Ормузский пролив

По данным Wood Mackenzie, в 2025 г. на азиатские страны приходилось около 90% поставок СПГ из Катара и ОАЭ, проходивших через Ормузский пролив. Поэтому перебои на этом маршруте оказывают существенное влияние на региональный рынок.

Уязвимость отдельных стран зависит от доли долгосрочных контрактов и возможности замещения СПГ другими видами топлива. В частности, Япония закупает по долгосрочным контрактам более 90% импортируемого СПГ, Южная Корея - около 80%.

Цены на СПГ в 2027 году

Rystad Energy и Kpler ожидают, что спрос на СПГ в Азии в 2027 г. восстановится примерно до 280 млн т. Прогноз основан на предположении, что QatarEnergy сможет возобновить экспорт через Ормузский пролив и нарастить производство в первом квартале 2027 г. При этом в расчетах не учитываются мощности двух установок сжижения, поврежденных в результате атак.

Несмотря на ожидаемое восстановление спроса, цены на СПГ, вероятно, останутся значительно выше доконфликтных уровней.

По прогнозу Kpler, средняя цена спотового СПГ в Азии составит 19,30 долл. США/млн БТЕ в 2026 г. и 14,90 долл. США/млн БТЕ в 2027 г. Rystad Energy ожидает, что в 2026 г. средняя стоимость превысит 19 долл. США/млн БТЕ, а в следующем году составит около 17 долл. США/млн БТЕ.

По оценке Wood Mackenzie, цены останутся высокими даже в случае возобновления поставок через Ормузский пролив до конца 2026 г. Дополнительным фактором станет необходимость Европы пополнить истощенные запасы газа перед следующим зимним сезоном.

«Значительная часть роста спроса в следующем году будет связана с необходимостью Европы закачать газ в хранилища», - сообщил вице-президент Wood Mackenzie по исследованиям газового рынка и рынка СПГ М. Д. Одоардо.

По его прогнозу, в 2027 г. цены на СПГ будут находиться в диапазоне 15–20 долл. США/млн БТЕ. Если Ормузский пролив останется закрытым, стоимость газа может превысить 20 долл. США/млн БТЕ. Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Итальянская Eni закрыла сделку с государственной нефтяной компанией Азербайджана (SOCAR) и передала ей 10% акций в проекте Балейн (Baleine) на континентальном шельфе Кот-д’Ивуара в Западной Африке. Стоимость сделки не раскрывается.
Об этом 16 сентября сообщила пресс-служба Eni.

Сделка была завершена после получения соответствующих разрешений от регулирующих органов и выполнения необходимых условий.

Eni подчеркивает, что сделка с SOCAR соответствует стратегии компании по оптимизации портфеля активов в сфере разведки и добычи за счет ускорения монетизации геологоразведки через продажу долей участия в проекте (двойной модели разведки).

«Приобретение знаменует собой вступление SOCAR в сектор Африки и подчеркивает долгосрочную стратегию компании по расширению глобального следа», – говорится в заявлении азербайджанской госкомпании.

О намерении SOCAR войти в проект стало известно еще зимой. Так, в январе текущего года Eni и SOCAR подписали обязательное к исполнению соглашение о продаже 10% акций месторождения.

Более того, в 2024 г. компании подписали три меморандума о взаимопонимании (MoU), которые направлены на:

• энергетическую безопасность,
• расширение сотрудничества в разведке и добыче углеводородов,
• сокращение выбросов парниковых газов и производство биотоплива.

Акции в проекте Балейн теперь распределены следующим образом:

• Eni владеет 37,25%;
  
• Vitol принадлежит 30%;
• Petroci – 22,75%;
• SOCAR – 10%.

Нефтегаз.РУ напоминает, что швейцарско-нидерландская Vitol присоединилась к проекту в сентябре 2025 г. При этом о намерении Eni продать трейдеру доли участия в активах в Кот-д'Ивуаре и Республике Конго сообщалось еще в марте. Перед сделкой компании уже были партнерами в проектах OCTP и Block 4 в Гане.

О проекте Балейн

Месторождение Балейн расположено на блоках CI-101 и CI-802. Объект открыт в сентябре 2021 г. на блоке CI-101 разведочной скважиной Baleine-1x.

По предварительной оценке, разведанные запасы составляют 2 млрд барр. нефти и 68 млрд м³ попутного нефтяного газа (ПНГ).

Добыча нефти и газа на шельфовом месторождении Балейн началась в августе 2023 г.

Сейчас добыча на месторождении реализуется в рамках первой и второй фаз. В планах – запуск третьей фазы. На объекте добывается более 57 тыс. барр./сутки нефти и свыше 78 млн фут³/сутки попутного нефтяного газа (ПНГ), что эквивалентно 2,2 млн м³/сутки ПНГ.

Развитие проекта

• на первой фазе эксплуатируется плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO) Baleine мощностью 15 тыс. барр./сутки нефти и около 0,7 млн м³/сутки ПНГ;
• добыча углеводородов на второй фазе стартовала в декабре 2024 г., она реализуется при помощи FPSO Petrojarl Kong, которая установлена рядом с плавучей установкой для хранения и отгрузки (FSO) Yamoussoukro;
• ожидается, что с запуском третьей фазы добыча вырастет до 150 тыс. барр./сутки нефти и 200 млн фут³/сутки ПНГ, что соответствует 5,7 млн м³ ПНГ.

Отметим, что Eni приняла окончательное инвестиционное решение (ОИР) по третьей фазе проекта Балейн в мае текущего года.

Eni присутствует в Кот-д'Ивуаре с 2015 года. Балейн – первая разработка Eni в Африке с нулевым уровнем выбросов.
В портфеле Eni в Кот-д’Ивуаре находится 11 оффшорных блоков, включая CI-101, CI-205, CI-401, CI-501, CI-504, CI-526, CI-706, CI-707, CI-708, CI-801 и CI-802.

В феврале текущего года компания открыла крупное месторождение природного газа и газового конденсата Calao South на шельфе Кот-д’Ивуара. Находка подтверждает потенциал комплекса Калао (Calao), который включает в себя также одноименное месторождение и является вторым по величине в стране после проекта Балейн. Предполагаемые запасы актива составляют до 5 трлн фут³ газа (141,5 млрд м³) и 450 млн барр. газового конденсата (приблизительно 1,4 млрд барр. нефти).

Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью