Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. На энергоблоке №1 атомной электростанции (АЭС) Аккую, сооружающейся Росатомом в Турции, испытали герметичную оболочку здания реактора на прочность.
Об этом сообщает пресс-служба Аккую Нуклеар.

«На первом энергоблоке последовательно проводится серия контрольных испытаний. Проверяется оборудование, элементы конструкции, системы безопасности. Мы успешно протестировали главный защитный барьер энергоблока», – поделился генеральный директор Аккую Нуклеар С. Буцких.

Атомщики проверили конструкцию на выдерживание предусмотренных проектом нагрузок и сохранение герметичности при повышении давления в нештатных ситуациях, а также при разрежении, когда давление опускается ниже атмосферного.

Подробности проверки:

• испытания проводились непрерывно на протяжении восьми суток;
• для оценки герметичности конструкции давление воздуха внутри гермооболочки повышали до 0,4 МПа;
• для проверки прочности давление воздуха внутри гермооболочки постепенно повышали еще на 15%, до 0,46 МПа;
• на пике набора давления нагрузка на каждый квадратный метр поверхности оболочки соответствовала весу груза массой около 47 т.

Результаты испытаний подтвердили, что конструкция соответствует проектным требованиям по прочности и герметичности и способна выдерживать избыточное внутреннее давление.

По словам главы Аккую Нуклеар С. Буцких, следующий этап предпусковых пусконаладочных работ предполагает переход к холодно-горячей обкатке реакторной установки.

О защитной оболочке здания реактора

Двойная защитная оболочка здания реактора считается отличительной особенностью российского проекта энергоблоков с реакторами ВВЭР-1200. Такая конструкция обладает большей надежностью по сравнению с более ранними разработками.

Внутренняя защитная оболочка здания реактора относится локализующим системам безопасности АЭС. Она обеспечивает герметичность внутреннего объема здания реактора во всех режимах работы станции.

Помимо ВЗО, в проекте сооружения инновационных российских энергоблоков ВВЭР-1200 поколения 3+ предусмотрена также наружная защитная оболочка (НЗО). Она предназначена для защиты реакторной установки от различных внешних воздействий, включая ударную волну, ураган, взрывы и т.д.

О первой турецкой АЭС

АЭС Аккую сооружается на южном побережье страны в провинции Мерсин. Строительство началось в 2018 г.

Сооружением турецкой атомной станции занимается Росатом. Строительство ведется по российскому проекту и предполагает создание и запуск четырех энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200 поколения 3+. Мощность каждого блока составит 1,2 ГВт, общая мощность станции будет достигать 4,8 ГВт.

Проектный срок эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1200 составляет 60 лет, в то же время есть возможность продления работы еще на 20 лет.

Проект уже можно назвать прецедентом, поскольку он первым в мире реализуется по модели Build-Own-Operate (BOO, строй-владей-эксплуатируй).

В декабре 2025 г. министр энергетики Турции А. Байрактар на встрече с журналистами рассказал, что РФ дополнительно выделила около 9 млрд долл. США для строительства АЭС Аккую. Выделенные средства планировалось привлечь в проект в течение двух лет. В то же время в 2027 г. Турция ожидает получить около 4–5 млрд долл. США.

Ранее генеральный директор Росатома А. Лихачев заявлял, что госкорпорация планирует запустить АЭС Аккую в Турции в осенне–зимний период 2026 г.

В начале сентября после переговоров президента Турции Р. Т. Эрдогана и главы России В. Путина стало известно, что Анкара и Москва намерены продолжить сотрудничество в атомной сфере. В частности, параллельно с запуском АЭС Аккую страны намерены начать работу по другим проектам в Турции.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в конце октября Росатом провел гидравлические испытания на втором контуре реактора №1. Аналогичная проверка первого контура завершилась в первой половине октября. Отметим, что строительные работы на энергоблоке №1 АЭС Аккую завершились 22 июня 2026 г.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Американская Murphy Oil займется геологоразведочными работами (ГРР) на четырех шельфовых блоках Камеруна: Etinde Exploration, Tilapia, Elombo и Ntem. Она подписала соглашения о разделе продукции (СРП) с государственной нефтегазовой компанией Камеруна Société Nationale des Hydrocarbures (SNH).
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Условия сделки

• Murphy Oil через дочернюю компанию первоначально будет владеть 100%-ной долей участия проектов и выступать в качестве оператора;
• Société Nationale des Hydrocarbures (SNH) сохраняет за собой право участвовать в любых будущих разработках, владея до 20 % рабочей доли;
• компании будут совместно проводить дальнейшую оценку геологоразведочного потенциала блоков Etinde Exploration, Tilapia, Elombo и Ntem.

Площадь четырех блоков достигает около 2,6 млн акров (более 10,5 тыс. км²).

Нефтегаз.РУ напоминает, что Камерун еще в 2025 г. предложил Murphy Oil блоки Etinde Exploration, Tilapia, Elombo и Ntem в рамках первого этапа отбора инвесторов. Всего в нефтегазовых бассейнах Rio del Rey and Douala/Kribi-Campo было выставлено девять нефтегазовых участков.

Murphy Oil – независимая компания по добыче нефти и природного газа, владеющая активами как на шельфе, так и на суше, а также портфелем геологоразведочных проектов. В настоящее время компания владеет значительными запасами углеводородов в районах Eagle Ford Shale, Tupper Montney и Kaybob Duvernay, а также морскими активами в Мексиканском заливе и Канаде.

Murphy Oil ранее:

• получила от Израиля шесть лицензий на разведку природного газа на шельфе Средиземного моря;
• приступила к добыче на месторождении Lac Da Vang во Вьетнаме;
• ввела в эксплуатацию скважину Chinook #8 на участке недр Walker Ridge 425 в Мексиканском заливе;
• пробурила оценочную скважину Bubale West-1X на шельфовом блоке CI-103 в Кот-д'Ивуаре.

Отметим, что в Кот-д’Ивуаре Murphy владеет правами на разработку пяти участков недр общей площадью около 1,5 млн акров (6,07 тыс. км²) в бассейне реки Тано. Блок CI-103 включает в себя неразработанное месторождение Paon, а также множество других нефтяных месторождений, расположенных рядом.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Канадская инженерно-ядерная компания AtkinsRealis и государственная турецкая компания TUNAS подписали соглашение о проведении исследования возможности расширения атомной энергетики Турции. Работа будет включать технико-экономическую оценку и предварительное проектирование (FEED) потенциальной атомной электростанции (АЭС).
Об этом сообщила пресс-служба AtkinsRealis.

Документ подписала дочерняя структура AtkinsRealis - Candu Energy - на полях климатического саммита COP31 в Анталье. Исследование планируется завершить до конца 2027 г.

По словам президента ядерного подразделения AtkinsRealis Д. Сент-Джулиана, стороны обсуждают проект АЭС с шестью энергоблоками общей мощностью 4,5 ГВт. Завершение инженерного проектирования намечено на 2028 г. По его итогам может быть принято окончательное инвестиционное решение (ОИР). Стороны также согласовали дорожную карту финансирования проекта.

Турция рассматривает технологию CANDU

AtkinsRealis изучит характеристики потенциальной площадки, требования к инфраструктуре, экологические и экономические условия строительства. Отдельное внимание будет уделено возможностям развития местных цепочек поставок и подготовки национальных специалистов для атомной отрасли.

Проект предполагается реализовать с использованием канадской технологии CANDU. Это тяжеловодные ядерные реакторы, разработанные в Канаде. Одной из особенностей технологии является возможность использования природного урана в качестве топлива.

По данным AtkinsRealis, в мире построено 34 реактора CANDU. По состоянию на 2023 г. Candu Energy работала над продлением срока службы энергоблока №1 на румынской АЭС Чернаводе.

Сотрудничество канадской компании и TUNAS началось в марте 2026 г., когда стороны подписали меморандум о взаимопонимании для оценки применимости CANDU в Турции. Новое соглашение предусматривает переход к более детальной проработке потенциального проекта.

Турция планирует увеличить атомные мощности до 10 ГВт

Турция намерена развивать атомную энергетику за пределами строящейся АЭС Аккую мощностью 4,8 ГВт. Станция с 4-мя реакторами ВВЭР-1200 возводится в провинции Мерсин на побережье Средиземного моря при участии Росатома.

В качестве площадок для новых АЭС рассматриваются провинция Синопе на черноморском побережье и регион Фракия на северо-западе страны.

Анкара также ведет переговоры о сотрудничестве в атомной энергетике с Южной Кореей, Россией, Японией и Китаем. В ноябре 2026 г. министр энергетики и природных ресурсов Турции А. Байрактар заявил, что страна рассчитывает увеличить атомные мощности до 10 ГВт к 2040 г.

Согласно национальной энергетической программе National Energy 2040, атомная генерация должна стать одним из элементов энергосистемы страны наряду с развитием возобновляемых источников энергии и систем накопления электроэнергии. Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Американская нефтегазовая компания ExxonMobil инициировала арбитражное разбирательство против Евросоюза из-за требований к нефтегазовым компаниям по развитию инфраструктуры для хранения углекислого газа (CO₂).
О конфиденциальном иске сообщила Financial Times со ссылкой на служебную записку Еврокомиссии.

Компания оспаривает положения закона Net-Zero Industry Act (NZIA), обязывающие отрасль обеспечить дополнительные мощности по закачке CO₂ (технологии CCUS) к 2030 г.

В октябре 2026 г. ЕК уведомила комитет Совета ЕС по торговой политике о получении уведомления об арбитраже и приступила к подготовке ответа.

По данным FT, ExxonMobil добивается временного приостановления требований по созданию мощностей для хранения CO₂ . Компания ссылается на положения договора о защите инвестиций 1994 г., касающиеся дискриминации и экспроприации. Документы были поданы через дочерние структуры ExxonMobil в Бельгии, Люксембурге и Великобритании. Кроме того, компания начала разбирательство в рамках процедур Комиссии ООН по праву международной торговли (UNCITRAL).

Что требует Евросоюз от нефтегазовых компаний

Обязательства предусмотрены статьей 23 закона Net-Zero Industry Act (Регламент ЕС 2024/1735). Документ устанавливает цель обеспечить к 2030 г. доступные мощности для закачки в геологические хранилища не менее 50 млн т/год CO₂.

Вклад в достижение этой цели должны внести 44 нефтегазовые компании, определенные Еврокомиссией. Индивидуальные обязательства рассчитываются пропорционально доле каждой компании в совокупной добыче нефти и природного газа за период с 2020 по 2023 гг. Производители, добывающие объемы ниже установленного порога, освобождаются от требований.

Компании должны:

• обеспечить наличие разрешенных объектов геологического хранения, доступных для рынка к 2030 г.,
• представить планы выполнения обязательств.

В частности, в отчете ExxonMobil Producing Netherlands B.V., направленном Еврокомиссии в июне 2026 г., указана индивидуальная обязанность компании обеспечить мощность закачки 333 тыс. т/год CO₂.

ExxonMobil считает сроки нереалистичными

В ExxonMobil заявляют, что требования ЕС обязывают нефтегазовые компании создавать мощности для хранения CO₂ в условиях, когда рынок улавливания и транспортировки углекислого газа еще недостаточно развит.


ExxonMobil также оспаривает подход к распределению обязательств между участниками совместных предприятий. В представленном Еврокомиссии отчете компания указывает, что возложение требований непосредственно на владельцев лицензий не учитывает фактическое распределение добычи между участниками проектов.

Еврокомиссия пока не представила публичного ответа на претензии ExxonMobil.

Споры энергетических компаний с Брюсселем

Разбирательство происходит на фоне разногласий между европейскими властями и энергетическими компаниями по поводу климатического регулирования.

В октябре 2026 г. ЕС отложил введение требований по контролю выбросов метана для импорта нефти и газа после давления со стороны отраслевых объединений и ряда государств, включая США.

ExxonMobil ранее также выступала против европейского законодательства о корпоративной устойчивости и обращалась к администрации президента США Д. Трампа с призывом добиваться пересмотра соответствующих требований.

При этом компания развивает собственный бизнес по улавливанию и хранению углекислого газа, в том числе в США. В данном случае ExxonMobil выступает против установленных ЕС сроков и механизма распределения обязательств, а не заявляет об отказе от проектов CCUS в целом. Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. С января по октябрь 2026 г. Газпром в рамках программы по догазификации подключил к газу почти 194 тыс. российских семей. Всего с запуска этой инициативы в 2021 г. доступ к сетевому газу получили уже более 1,3 млн семей по всей России.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Газпром продолжает строительство газовой инфраструктуры в газифицированных населенных пунктах. В рамках программы догазификации газовые сети подводятся к границам земельных участков домовладений бесплатно для потребителей. К началу ноября исполнено 85% договоров с гражданами: газ подведен к границам 1,676 млн домовладений из 1,96 млн.

Кроме того, в результате исполнения поручения президента России В. Путина в рамках догазификации к газу также подключают медицинские и образовательные организации. К началу ноября газовые сети проложены к котельным 995 учреждений, 449 из которых уже установили газовое оборудование и перешли на газ.

Как отмечают в компании, Газпром продолжит обеспечивать выполнение поручений президента России по догазификации. В октябре В. Путин поручил правительству РФ разработать изменения законодательства РФ для включения в программу сельских домов культуры.

Правление Газпрома утвердило Комплексную целевую программу технического перевооружения и реконструкции автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов компании на 2027–2031 гг.

О развитии программ газификации и догазификации

Нефтегаз.РУ напоминает, что в 2025 г. Газпром вел газификацию в 72 субъектах РФ. Однако в 2026 г. компания начала реализацию программ, рассчитанных до 2030 г., и подписала соответствующие договоры о газоснабжении и газификации с 75 субъектами. Проект предполагает строительство газопроводов-отводов и межпоселковых газопроводов к населенным пунктам, где пока нет сетевого газа.

В частности, компания активно развивает газификацию сельских территорий. С января по август 2026 г. Газпром газифицировал 115 сельских населенных пунктов в Центральном, Северо-Западном, Приволжском и Южном федеральных округах. К газу подключили более 13,8 тыс. домовладений и 59 котельных в сельской местности. Для этого Газпром построил 139 межпоселковых и внутрипоселковых газопроводов.

В газифицированных населенных пунктах осуществляется догазификация. Новые правила подключения к газораспределительным сетям в рамках социальной газификации действуют с 18 октября 2021 г. Доступ к программе догазификации предоставляется заявителям, использующим природный газ для личных, семейных и домашних нужд, и не распространяется на коммерческое использование. Сроки подведения газа зависят от удаленности домовладений от газораспределительной инфраструктуры, в отдельных случаях они могут определяться в индивидуальном порядке.

Программа догазификации, как и газификации, тоже осуществляется в селах:

• по состоянию на 1 сентября 2026 г. с жителями сельских населенных пунктов заключено 1,329 млн договоров, что составляет более 2/3 от всех договоров с гражданами России;
• газовые сети подведены к участкам 1,161 млн сельских домовладений, из них 892 тыс. семей установили газовое оборудование и перешли на газ.

Строительство газовой инфраструктуры внутри участка и покупка газового оборудования обеспечивают собственники домовладений, но льготным категориям граждан региональные власти предоставляют субсидии. У большинства регионов достаточных средств для этого в региональных бюджетах нет, поэтому помощь им предоставляется на федеральном уровне.

В частности, в сентябре премьер-министр России М. Мишустин подписал распоряжение о дополнительном направлении 1,2 млрд руб. из резервного фонда кабинета министров на программу присоединения домов граждан льготных категорий к газовым сетям.


Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Финансовый управляющий бывшего владельца Ильского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Ю. Шамары добивается признания недействительными сделок по продаже завода.
Это следует из публикации финансового управляющего Ю. Шамары И. Федорцевой в Едином федеральном реестре юридически значимых сведений о фактах деятельности юридических лиц, индивидуальных предпринимателей и иных субъектов экономической деятельности (Федресурс) от 9 ноября 2026 г. (сообщение № 25444731).

Вернуть завод!

Финансовым управляющим Ю. Шамары И. Федорцова была назначена в декабре 2025 г. в рамках масштабного дела о несостоятельности (банкротстве) бизнесмена (№ А41-101915/2025, рассматривается Арбитражным судом Московской области).

В рамках своей работы финансовый управляющий подает заявления в суд, добиваясь признания недействительными сделок, совершенных Ю. Шамарой, в рамках которых перечислялись средства другим компаниям или лицам. Таким образом управляющий добивается возвращения в конкурсную массу выбывших средств.

Самой крупной отмененной сделкой может стать продажа Ильского НПЗ. Нефтегаз.РУ напоминает, что Ю. Шамара продал Ильский НПЗ в 2025 г. компании Орион, учрежденной А. Пучковой.

Согласно сообщению управляющего:

• 9 ноября 2026 г. И. Федорцова в рамках дела А41-101915/2025 подала в Арбитражный суд Московской области заявление о признании недействительными сделок на общую сумму 6,212 млрд руб., связанных с передачей долей участия в ООО Ильский нефтеперерабатывающий завод:
• соглашения о предоставлении опциона на заключение договора купли‑продажи долей от 7 марта 2025 г.,
• соглашение об осуществлении прав участников ООО Ильский НПЗ от 7 марта 2025 г.,
• акцепт безотзывной оферты на заключение договора купли‑продажи долей № 77 АЕ 1002571;
• И. Федорцева просит суд применить последствия недействительности сделок:
• возвратить в конкурсную массу Ю. Шамары 50% уставного капитала Ильского НПЗ номинальной стоимостью 3,106 млрд руб.,
• возвратить Кубанской нефтегазовой компании (КНГК) 50% уставного капитала Ильского НПЗ той же номинальной стоимостью.

Есть нюанс

Как пишет 12 ноября 2026 г. Ъ, оспаривание сделок Ю. Шамары финансовым управляющим может столкнуться с рядом препятствий. Так, для оспаривания сделок управляющему необходимо доказать, в частности, существенное занижение стоимости проданных долей. Важными обстоятельствами станут рыночная цена активов с учетом долговой нагрузки завода и подтверждение фактической оплаты.

Отдельную сложность представляет требование вернуть долю, принадлежавшую ООО КНГК. Компания не является должником в деле о банкротстве Ю. Шамары, поэтому для возврата этого актива потребуются дополнительные правовые основания.

Если суд удовлетворит заявление управляющего и доля вернется в имущество Ю. Шамары, покупатель сможет потребовать возврата уплаченных средств. При действующей процедуре реструктуризации долгов распоряжение долей возможно с согласия финансового управляющего.

Принудительная продажа актива возможна после перехода к процедуре реализации имущества. При этом сначала право выкупить долю может получить само общество, а затем – другие его участники при соблюдении установленных законом условий.

Сложности также могут возникнуть в связи с размером пакета – продажа 50% Ильского НПЗ стороннему инвестору не обеспечивает единоличного корпоративного контроля и может привести к разногласиям между участниками.

Сложное банкротство

Арбитражный суд Московской области определением от 24 декабря 2025 г. признал заявление о признании банкротом Ю. Шамары обоснованным и ввел процедуру реструктуризации его долгов. Судебное заседание по делу о банкротстве Ю. Шамары отложено до 17 ноября 2026 г.

Размер задолженности Ю. Шамары перед Банком Зенит составлял 919,08 млн руб. Свои требования заявили и другие кредиторы, в т.ч. и сам Ильский НПЗ (на 5,95 млрд руб.). Самый крупный пакет – у банка Россия, который заявил требования на 8 млрд руб.

Требования к Ю. Шамаре предъявила также группа Омега Энерджи, которая по утверждениям бизнесмена, связана с покупателями Ильского НПЗ. Спустя чуть более года после продажи Ильского НПЗ компании Орион, в сентябре 2026 г., 20% в ООО Ильский НПЗ получил С. Гриб, владелец нефтетрейдера Омега Энерджи. Ранее Ю. Шамара в рамках судебного спора с Орионом о взыскании более 900 млн руб. заявлял, что новый собственник завода входит в одну группу с Омега Энерджи.

Сумма требований со стороны Омега Энерджи к Ю. Шамаре составляет 1,21 млрд руб.

Ильский НПЗ

Ильский НПЗ – независимый НПЗ (не входит в состав вертикально-интегрированных нефтяных компаний), ориентированный преимущественно на экспортные поставки. Завод расположен в Северском районе Краснодарского края и был создан на базе ранее функционировавшего на этой площадке мини-НПЗ.

Производственная мощность предприятия составляет 6,6 млн т/год нефти. НПЗ подключен напрямую к трубопроводному транспорту – в 2016 г. построен нефтепровод-отвод от магистрального нефтепровода (МНП) Крымск – Краснодар, в 2020 г. – НПЗ подключен к МНП Нововеличковская – Краснодар.

В состав производственного комплекса входят 6 установок первичной переработки нефти, резервуарный парк хранения нефти и нефтепродуктов, приемо-сдаточный пункт нефти и железнодорожная эстакада слива нефти и налива светлых нефтепродуктов, энергетические и др. объекты. Предприятие выпускает бензин газовый стабильный, топливо низкозастывающее, дистиллят газового конденсата и мазут.

С 2018 г. Ильский НПЗ ведет модернизацию, направленную на выпуск товарных автомобильных топлив в рамках соглашения с Минэнерго РФ. Ильский НПЗ инвестирует 30 млрд руб. в строительство комплекса производства автобензинов и ароматических углеводородов (КПААУ) мощностью 1,52 млн т/год, что позволит производить бензин стандарта Евро-5, продукцию нефтехимии и сжиженный углеводородный газ (СУГ). Завершение строительства КПААУ было запланировано на конец 2025 г., но запуск был сдвинут на 2027 г. из-за санкций и необходимости переконтрактовывать большое количество оборудования.

Также на деятельности предприятия сказываются последствия многочисленных атак беспилотных летательных аппаратов (БПЛА). Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Арбитражный суд Санкт-Петербурга и Ленинградской области перенес на 18 марта 2027 г. рассмотрение иска Газпрома к польскому концерну Orlen, компании Europol Gaz и структурам Ernst & Young. Российская сторона требует около 1 млрд долл. США.

Заседание назначено на 18 марта 2026 г. Как пояснили в суде, вопрос с надлежащим извещением ответчиков по-прежнему не решен.


Иск был принят к производству в марте 2024 г. С тех пор рассмотрение неоднократно переносилось именно из-за необходимости уведомить польские компании. Еще в июне 2026 г. суд определил несколько резервных дат на случай дальнейших задержек - в том числе 14 января, 18 марта, 27 мая и 24 июня 2027 г.

Требования Газпрома выросли

Ранее Газпром увеличил размер исковых требований к ответчикам примерно до 1 млрд долл. США против первоначально заявленных 710 млн долл. США и 886 млн злотых. В сумму требований включена стоимость акций Газпрома в совместном предприятии Europol Gaz, изъятых польской стороной, а также нераспределенная прибыль прошлых лет.

Ответчиками по делу также выступают Ernst & Young Global Limited и Ernst & Young Corporate Finance SP. z o.o.

В марте 2024 г. к делу по заявлению Генпрокуратуры была привлечена российская прокуратура. Ведомство связывает спор с действиями польских властей и компаний в отношении активов Газпрома и российских инвестиций в Europol Gaz.

Генпрокуратура РФ также просила суд принять обеспечительные меры в виде ареста принадлежащей польской PGNiG (с 2022 г. входит в состав Orlen) недвижимости в Москве, однако арбитраж удовлетворил это заявление лишь частично, запретив вносить изменения в Единый государственный реестр недвижимости в отношении этих объектов.

Напомним, что Europol Gaz - совместное предприятие Газпрома и польской PGNiG, которое сейчас принадлежит Orlen. Компания владеет польским участком магистрального газопровода (МГП) Ямал-Европа, тогда как оператором польской газотранспортной системы является Gaz-System.

В 2022 г. Польша включила Газпром в санкционный список и заморозила его активы. Впоследствии польские власти передали Orlen управление польским участком газопровода вместе с замороженной долей Газпрома в Europol Gaz. Оценку передаваемых активов российской компании проводила Earnst and Young. Она посчитала операционный результат Europol Gaz отрицательным после остановки транзита. Эта оценка легла в основу изъятия.

В ноябре того же года российская сторона ввела ответные ограничения в отношении Europol Gaz, а поставки российского газа по МГП Ямал-Европа прекратились.

Orlen сохраняет отдельный спор с Газпромом

Параллельно между Orlen и Газпромом продолжается арбитраж, связанный с расчетами за газ, поставлявшийся по Ямальскому контракту.

Согласно отчетности Orlen за 3-й квартал 2026 г., стороны продолжают спорить о пересмотре цены газа по заявлениям о ее изменении, поданным в 2021 г. На следующем этапе арбитраж должен рассмотреть последствия прекращения поставок Газпромом с 27 апреля 2022 г. и связанные с этим требования.

На 30 сентября Orlen сохранял резерв в размере 394 млн злотых (105 млн долл. США) по потенциальному обязательству перед Газпромом, связанному с ретроактивным пересмотром цены газа за период с января 2018 г. по январь 2021 г. Польская компания при этом отмечает, что окончательный размер возможных обязательств остается неопределенным.

Польский участок МГП Ямал – Европа

Газопровод Ямал – Европа был запущен в 1999 г. Общая протяженность объекта превышает 2 тыс. км. МГП проходит по территории четырех стран – России, Белоруссии, Польши и Германии, что делает его одним из ключевых маршрутов транспортировки российского газа в Западную Европу. Пропускная мощность газопровода достигает 32,9 млрд м³/год. Диаметр труб – 1400 мм.

Протяженность польского участка МГП Ямал – Европа составляет 684 км. Там расположено пять компрессорных станций (КС): Кондратки, Замбрув, Чеханув, Влоцлавек, Шамотулы (с востока на запад).

В мае 2020 г. закончилось действие 25-летнего транзитного контракта между Europol Gaz и Газпром экспортом. После этого Газпром начал пользоваться польским участком МГП Ямал – Европа как балансирующим маршрутом, покупая его мощности на годовых, квартальных, месячных или суточных аукционах по необходимости.

В последний раз в прямом режиме (прокачка газа из РФ в Европу) польский участок МГП Ямал – Европа работал 9 мая 2022 г., а затем использовался Польшей в реверсном режиме для поставок газа из Германии. Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Участники IV отраслевой конференции «Нефтегазовая инфраструктура на многолетнемерзлых грунтах», организованной «Газпром нефтью» и Санкт-Петербургским политехническим университетом Петра Великого, представили новые технологии строительства и эксплуатации промышленных объектов, а также цифровые решения для работы в криолитозоне.

Вечная мерзлота занимает около 65% территории России. От сохранения отрицательной температуры грунтов зависит надежность дорог, зданий и промышленных объектов, построенных в таких условиях.


Одной из разработок, представленных на конференции, стал цифровой двойник вечной мерзлоты. «Газпром нефть» создала виртуальную модель, которая отражает состояние многолетнемерзлых грунтов на Ямале. К 2028 году система будет дополнена данными по участкам в Восточной и Западной Сибири.

Проекты по исследованию вечной мерзлоты и сохранению экосистем регионов деятельности входят в программу долгосрочных целей «Газпром нефти» в области экологии и климата. Она определяет принципы и цели компании в сфере охраны окружающей среды на всех этапах работы — от геологоразведки и добычи до переработки и реализации нефтепродуктов. Долгосрочные экологические цели компании также гармонизированы с национальными целями развития РФ в сфере экологического благополучия.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 12 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Китайская нефтегазовая компания China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) сообщила о крупном прорыве в освоении сверхглубоких залежей нефти и природного газа в центральной части Бохайского залива. Компания пробурила высокодебитную нефтегазовую скважину в вулканических породах на глубине 5 770 м.

Скважина расположена в центральной части Бохайского залива, рядом с впадиной Бочжун - крупнейшей нефтегазоносной геологической структурой региона. В процессе бурения было вскрыто более 120 м газонасыщенных пластов в вулканических породах.

При испытаниях скважина показала дебит около 800 тыс. м³/сутки природного газа.

CNOOC использовала собственные технологии

По данным компании, сложные геологические условия сверхглубоких горизонтов Бохайского залива затрудняют прогнозирование коллекторов. Для поиска перспективной зоны CNOOC использовала самостоятельно разработанные технологии многокомпонентной широкополосной 3D-сейсморазведки, а также методы прогнозирования качественных коллекторов в сверхглубоких геологических структурах.

Компания считает, что полученные результаты:

• открывают новое направление для разведки сверхглубокого газа в морских вулканических породах;
• расширяют возможности дальнейших поисков нефти и газа в Бохайском заливе.

В Бохайском заливе рассчитывают создать газовую провинцию

CNOOC связывает открытие с перспективой формирования в Бохайском заливе крупной газовой провинции с ресурсной базой порядка 1 трлн м³. Компания отмечает, что успешное испытание скважины может ускорить дальнейшее освоение сверхглубоких горизонтов Бохайского залива.

При этом CNOOC пока не раскрыла оценку запасов непосредственно обнаруженной залежи, стоимость ее разработки, сроки ввода в эксплуатацию или планируемый уровень промышленной добычи.

Напомним, что CNOOC в 2025 г. добыла на шельфовых месторождениях в Бохайском заливе более 40 млн т нефтяного эквивалента. Прошлый максимум был зафиксирован в 2023 г., когда было добыто более 36,6 млн т н.э. углеводородов. Объем добытой нефти превысил 34 млн т, а природного газа – 3,5 млрд м³.

В августе 2026 г. CNOOC объявила о начале полномасштабной добычи в рамках 1-го этапа разработки газоконденсатного месторождения (ГКМ) Bozhong 19-6 в Бохайском заливе.

В настоящее время в Бохайском заливе разрабатывается более 60 зон нефти и природного газа, а также более 200 производственных объектов. С 2020 г. добыча нефти и газа на месторождениях Бохайского залива в среднем ежегодно увеличивалась на 5%.

О Бохайском заливе

• находится в Желтом море;
• крупнейший шельфовый углеводородный проект в Китае;
• в основном в этом районе добывается тяжелая нефть;
• зона эксплуатации в Бохае представляет собой мелководье с глубиной примерно от 10 до 30 м.

Отметим, что этот район также называют Бохайским или Бохайваньским нефтегазоносным бассейном.

Подпишитесь

Читать полностью