Правительство Финляндии санкционировало строительство второго транснационального газопровода через Балтийское море, после российского «Северного потока». Система Balticonector, протяженностью 81 км (50 миль), свяжет финскую газораспределительную сеть с прибалтийскими странами на юго-востоке через эстонское побережье. Европейский союз согласился профинансировать 75% расходов по проекту, который должен быть завершен к 2020 году.

В прошлом году Датская инженерная группа Ramboll Oil & Gas провела технико-экономическое обоснование проекта, совместно с предприятиями Ernst & Young и Gazoprojekt. В настоящее время Ramboll работает над исследованием «Baltic Pipe», еще одним из проектов ЕС, представляющих общий интерес. Данный проект будет связан с норвежской сетью магистрального газопровода через терминал приема газа на суше в Нибро, Дания. Оттуда газ будет экспортироваться через новый подводный трубопровод, соединяющий Польскую систему с другими рынками в Восточной Европе. Концептуальная инженерная направленность подводной линии заключается в выборе маршрута, стоимости, дизайне и подготовке спецификаций. Общий объем транспортируемого газа из Норвегии в Восточную Европу может достичь 10 млрд. куб. м. в год, к 2022 году.

Gina Krog поставляет первую нефть

Statoil произвела первую нефть и газ в Gina Krog, одном из трех проектов компании на шельфе Норвегии. Два других, Aasta Hansteen и Johan Sverdrup, должны начать добычу в 2018 и 2019 годах соответственно. Gina Krog, включающий месторождения Dagny и Ermintrude, начался как небольшое скопление газа, впервые обнаруженное в 1974 году. Более глубокие исследования этого района, проведенные через три десятилетия, выявили большие объемы нефти, в дополнение к газу и конденсату.

Разработка на глубине 110-120 метров (361-393 фута) имеет традиционную фиксированную производственную площадку с 20 отсеками для скважин. Вначале Statoil планирует 11 эксплуатационных скважин. Нефть будет экспортироваться через морские погрузчики, а газ направляться на платформу Sleipner-A на юго-восток для переработки. Gina Krog, как и Sverdrup, будет подключен к новой подводной силовой сети, связывающей все месторождения в регионе Utsira High, которая начнет функционировать в 2022 году.
В Норвежском море компания Statoil и ее партнеры решили развивать газовое месторождение Snefrid Nord, с запасами газа в 5-млрд. куб. м. Statoil также получил одобрение норвежских властей на продолжение плана реконструкции месторождения Njord в Норвежском море. Реконструкция также включает в себя модернизацию производственных мощностей и продление срока службы платформы Gullfaks-B в Северном море, установленной в 1987 году. Реконструкцию планируется завершить до середины 2036 года.

Снижение затрат Великобритании

Британское агентство нефти и газа (OGA) оценивает вывод из эксплуатации морских нефтегазовых объектов Великобритании почти на 60 млрд. фунтов стерлингов ($78 млрд.) в ценах на 2016 год. Но есть возможности для сокращения этой суммы на 35%, до 39 млрд. фунтов стерлингов ($51 млрд.), полагает OGA, путем разработки более инновационных подходов к контрактам и обмена опыта по завершенным проектам снятия с эксплуатации. Одна из наиболее многообещающих инициатив это кампания по закрытию и оставлению скважин Великобритании (P&A). По данным Абердинского нефтегазового технологического центра, на долю P&A приходится около половины расходов на вывод скважин из эксплуатации.

Президент ConocoPhillips в Великобритании, Terri King, сказала, что ее компания проработала программу, связанную с более чем 130 скважинами в южной части Северного моря. «Мы сократили время, затрачиваемое на P&A, примерно на 50%. Наше внимание теперь направлено на трансформационные технологии, которые помогут нам существенно изменить способ работы», — сказала Terri King.

Аналитик Wood Mackenzie сообщил, что на сегодняшний день в Великобритании было потрачено около $7,5 млрд. на вывод скважин из эксплуатации.

Marathon ищет разрешения начать вывод из эксплуатации комплекса Brae в центральном Северном море Великобритании, первоначально сосредоточившись на платформе Brae East, которая основана в 1993 году и подводных объектах Braemar. Marathon планирует удалить верхние строения Brae East на 20 000 метрических тонн (22 046 тонн) для последующей переработки и утилизации на суше.

Готовится заявка на удаление оставшейся инфраструктуры в комплексе A-Fields, в южном британском газовом бассейне Centrica, где производство прекратилось в прошлом году, спустя 50 лет после бурения первой скважины. В список входит около 9 000 метрических тонн (9 921 тонн) производственного оборудования, включая платформы Audrey А и B, а также P&A из 23 скважин.

Платформа Rough, предназначенная для хранения сырого газа, в бассейне Centrica (3,4 млрд. куб. м.) в том же секторе, также закрывается после анализа, в ходе которого были выявлены проблемы с целостностью некоторых скважин и других объектов. Тем не менее, компания будет стремиться к тому, чтобы осуществить добычу оставшихся 183 млрд. куб. футов газа в месторождении Rough перед его закрытием.

Норвегия, Фарерские острова — запуск раундов лицензирования

Министерство нефти и энергетики Норвегии предлагает 93 блока в Баренцевом море и 9 в Норвежском море в рамках 24-го раунда лицензирования в стране, причем заявки должны быть поданы до 30 ноября. Решения должны быть приняты в первой половине 2018 года. Предлагается смесь новых площадей для разведки и районов, близких к существующим площадям и открытиям.

Также ведется 4-й раунд лицензирования Фарерских островов, со сроком подачи заявок — до 17 февраля 2018 года. Поскольку первый раунд был открыт в начале этого столетия, различные группы пробурили девять скважин на Фарерских островах, а также открыли подводные месторождения углеводородов. Фарерская геологическая служба заявила, что новая интерпретация данных разведки с использованием современных технологий улучшила геологическую эволюцию и историю вулканов в этом районе, предлагая новые идеи в отношении ее перспективности.

Цены спот на нефть по сортам и базисам. Данные на 14.08.2017 смотрите здесь: oilstat.ru