Новые деньги, находки и полевые старты

Добавленная стоимость: норвежская компания Pandion Energy участвует в проекте Duva. (Изображение: Pandion Energy)

Правительство Норвегии заработает около 265 миллиардов норвежских крон (30 миллиардов долларов), облагая налогами и приобретая доли в своих нефтегазовых месторождениях в 2019 году, и норвежская добыча растет. В отличие от Великобритании, в 2019 году заработает около 1,1 млрд фунтов стерлингов (1,34 млрд долларов), говорит Управление бюджетной ответственности Великобритании. Однако характер новых оффшорных инвестиций хорошо предвещает увеличение количества проектов и доходов в Северном море.

Норвежский континентальный шельф (NCS) и континентальный шельф Великобритании (UKCS) поддерживают высокие цены на сырье. Оба имеют стабильные налоговые режимы. Оба видят новые проекты, и для обоих обмен активов возвращаются, поскольку основные компании рационализируют полевые доли.

Теперь и частный, и норвежский капитал находятся в процессе формирования альянсов по покупке активов через Северное море. Недавно сделанные супертяжелые пары увеличивают количество проектов.

В то время как Equinor по-прежнему подпитывает восстановление Норвегии, множество новых игроков и недавно расширенных независимых игроков принимают ставки: Wintershall Dea и Capricorn (в Nova); Нептун (в Дуве, Норвегия и Чайка, Великобритания); PGNiG (King Lear и Tommeliten Alpha). Старшие новички Lundin, OMV и Idemitsu, тем временем, ведут поиски высокодоходных разработок с новыми сборками и связями со старой инфраструктурой.

Как и в последнем раунде лицензирования в Великобритании, самые последние награды в Норвегии показали, что 83 лицензии на добычу были предложены 33 компаниям. Награды в (зрелых) районах предоставили операторам 90 блоков - пять в Северном море, 37 в Норвежском море и 48 в Баренцевом море - с крайним сроком августа 2019 года.

Общий интерес: предложение Великобритании по участку в 32 лицензионных раундах (Фото: Управление по нефти и газу Великобритании)

В Осло инвестиции в оффшорную Норвегию «растут в ближайшие годы». Только чары сухих скважин в этом году и продолжительные низкие дневные нормы для буровых установок и морских судов ухудшают настроение. На момент написания статьи количество скважин в 2019 году достигло 25 (53 в 2018 году).

Проекты, получившие королевский кивок в этом году, только добавляют 20 к настоящему времени и находятся в работе к концу 2018 года. Из 80 с лишним месторождений, добытых к концу 2018 года, 64 находились в Северном море, 17 в Норвежском море и двое в Баренце.

Полевые ставки оператора ExxonMobil, который в настоящее время продается, должны стать стимулом для одного из крупнейших операторов Норвегии. Кандидат на скупку Aker BP недавно объявил о большом новом открытии на месторождении Ноака, где, как говорят, имеется до 200 миллионов баррелей нефтяного эквивалента (MMboe).

Настоящая история в Норвегии заключается в том, что 1 миллиард бое находится в 15 названных проектах на разных стадиях развития - и примерно в 30 открытиях за последние три года. Более того, ценность в Норвегии, как и в Великобритании, также зависит от новых денег, создающих возможности из старой инфраструктуры.

Два джохана
Доминирующим на норвежском шельфе является месторождение Йохан Свердруп в Северном море с запланированными 660 000 баррелей в сутки (баррелей в сутки) нефти. Четверть размера Сведрупа - это Йохан Кастберг в Баренцевом море.

Фаза II Свердрупа в размере 42 млрд. Норвежских крон (4,7 млрд. Долл. США) (утверждена в мае 2019 года) по-прежнему дает контракты, сокращение объемов резки стали с опережением графика на заводе-изготовителе Aibel в Западной Норвегии. Фаза II означает пять новых подводных шаблонов для 18 добывающих и нагнетательных скважин, хотя в Свердрупе планируется построить энергетический узел мощностью 200 мегаватт, связанный с берегом, для области месторождений, в которую входят Эдвард Григ, Ивар Аасен и Джина Крог. Фаза 2 также является новой технологической платформой и соединяет мосты с платформой Фазы 1.

Castberg - крупнейший проект по добыче нефти в Баренцевом море, имеющий 650 млн баррелей в сутки, и, вероятно, будет ограничен морской плавучей добычей, хранением и разгрузкой (FPSO), доставляющей нефть с помощью челночного танкера. Планируется, что первая нефть будет добыта к концу 2022 года. FPSO Castberg будет работать в режиме флюгера, поскольку будет добывать из 30 скважин в 10 подводных шаблонах, которые также будут задействовать два спутника. SBM Offshore построит производственную башню Castberg, а Dubai Drydocks построит систему швартовки, которая закрепит 370 метров воды, а также займется закупками, связанными со строительством.

Еще 200 000 баррелей: подводная фаза Йохана Сведрупа, фаза 2 (изображение: Эквинор)

Перестройка
В марте 2019 года Норвегия официально дала согласие на закрытие платформы Gullfaks C в Северном море (в качестве инфраструктуры). Месяцем ранее он удовлетворил продление срока службы FPSO Norne, по умолчанию расширив поля Norne, Urd и Skuld в Норвежском море.

В июне плану поднять еще 17 млн. Баррелей с месторождения Гуллфакс было дано королевское одобрение, спустя четыре года после одобрения первой фазы. Одно из крупнейших нефтегазовых месторождений Норвегии, три его платформы планировалось закрыть. План в 2,2 млрд. Норвежских крон (247 млн. Долл. США) позволит добыче в районе Гуллфакс до 2030 года из-под меловой шапки Шетландских островов.

В июле компания ConocoPhillips представила план по реконструкции южного месторождения Северного моря Tor II к северо-востоку от Экофиска, нацеленного на дополнительные 60 млн баррелей в сутки на 6 млрд норвежских крон (673 млн долларов). Два подводных шаблона произведут в новый 14-километровый трубопровод, который подается на исторические платформы Ekofisk для обработки.

В июле также было получено одобрение на бустерную станцию Vigdis в размере 1,4 млрд. Норвежских крон (157 млн. Долл. США), где еще один из впечатляющих подводных насосов Норвегии позволит получить 11 млн баррелей в сутки за счет своевременного увеличения добычи нефти (IOR) из семи подводных шаблонов, которые добываются на месторождении Snorre, эксплуатируемом в Эквиноре. Это 22-летнее месторождение находится в тренде в Норвегии, где «ускоренный путь» и IOR все чаще подразумевают «продление жизни» по настоянию Осло. Платформы Snorre A и B и их внутрипромысловые трубы будут модифицированы для Vigdis, а новый кабель питания подключен к Snorre B.

Новые находки, новые проекты
С наступлением июля парламентарии утвердили план Лундина Норвегии по разработке Solveig (через четыре месяца после подачи) - подводная привязка в 6,5 млрд. Норвежских крон (730 млн. Долл. США) к платформе Grieg, которая к 2021 году нацеливается на 60 млн баррелей через трех производителей и водяной инжектор. Всего будет пробурено семь спутниковых скважин.

Уже сейчас производственная и золотниковая база TechnipFMC в Оркангере, а также ее инструмент для проката и подводная база в Бергене помечены для работы на обратной тяге Solveig. Другие включают ASCO и Розенберг Уорли. TechnipFMC в Осло и Конгсберге будет заниматься выполнением подводного проекта.

Тем временем Лундин провел «пробную добычу» из старой оценочной скважины трещиноватой гранитной породы Ролвснес. Предполагается, что добыча из этого плотного вида была первой для NCS и могла открыть новые области.

Ролвснес, как и Сольвейг, похоже, расширяет месторождение Грига в Северном море примерно на 4 километра к северо-западу. Когда-то считалось, что он содержит около 320 млн. Баррелей, бурение в граните дало, что может быть еще 18 млн. Баррелей.

Tieback: концепция Solveig от Lundin Norway (Изображение: Lundin Petroleum)

Операционные модели
В феврале Neptune Energy - компания, которая активно ищет помощи в британской подводной цепочке поставок - получила королевское согласие на разработку 10 миллиардов норвежских крон на проектах Duva и P1 в районе месторождения Gjoea. Всего 54 000 баррелей в день.

В тренде для Норвегии Duva увидит существующую платформу для подводного шаблона из трех скважин. То же самое для Gjoa P1: шаблон из трех скважин. В конце 2020 года должна появиться первая нефть (или газ, проверка) для этих параллельных проектов в 12 километрах от платформы Гьоа в Северном море.

Оператор Neptune выводит партнеров Idemitsu и Pandion Energy (выкупленной Tullow Oil Norway, поддерживаемой партнером по частным инвестициям Kerogen Capital) и Wellesley Petroleum на месторождение, на которое потребовалось 30 лет, чтобы найти стратегию дренажа (P1).

Выход газа
Побуждение к газовым инвестициям - норвежская вера и поддержка все еще слабо развитой газовой провинции Северного Норвежского моря и ее сопутствующей инфраструктуры.

Изменения в новом трубопроводе Polarled и в заводе Nyhamna позволят доставить северный газ из недавно открытого газового лонжерона Aasta Hansted, который теперь находится недалеко от арктических месторождений, к югу от экспортных линий, особенно недавно согласованной ветки для подачи норвежского газа через Данию и на Балтику. Штаты через Балтийскую трубу. Идея подстегнула поляков, и PGiNG активно покупал полевые доли.

Однако «Балтийская труба» оказывает «датское сопротивление» на «экологических основаниях» российско-германской магистрали Nord Stream II.

Великобритания
Норвежский частный инвестор HiTec Vision, в совместном предприятии с Petrogas, покупает акции французской компании Total на 10 месторождениях Северного моря в Великобритании за 635 миллионов долларов. Эта новость почти столь же важна, как и открытие крупнейшей в Великобритании газовой находки за десятилетие на CNOOC's и Total Glengorm, гиганте стоимостью 250 млн. Баррелей.

Как и в случае продажи ExxonMobil норвежских полевых акций (и продажи активов ConocoPhillips в Великобритании в апреле), общий объем резервов Total в Великобритании является значительным. Пакт HiTec означает, что у китайского оператора CNOOC на месторождении Golden Eagle, его 13 000 баррелей в сутки, появились новые омано-норвежские владельцы. Вуд Маккензи предполагает, что несколько возможностей вывода из эксплуатации могут также стать проектами продления жизни и модификаций этих новых владельцев. Total, тем временем, продолжается в Элгине-Франклине, Лаггане-Торморе и Кульзее.

«Петрогаз», как отмечает Вуд Маккензи, «является дочерней компанией MB Holdings, семейной оманской компании, специализирующейся на бурении и обслуживании месторождений нефти ... наряду с разведкой и добычей нефти и газа». Эксперт Wood Mackenzie по Ближнему Востоку говорит, что фокус Petrogas является зрелым , производящие активы. HitecVision, которая имеет долю в норвежском Vår Energi вместе с Eni, уже владеет британскими оффшорными пакетами акций через Verus Petroleum.

В том же время, высокое давление, высокая температура (HPHT) Галка устьевая платформы проект Shell в Северном море все еще находится и рисунок, кто есть кто из инженерных тяжеловесов. Также важно отметить, что Equinor после последнего раунда лицензирования была недавно основана к западу от Шетландских островов и в Морейском озере, в то же время ища поставщиков Mariner и Rosebank (FPSO).

Помимо десятков «быстрых» подводных подводных камней в ближайшей оффшорной Норвегии, в 2017 и 2018 годах было представлено 10 планов развития (включая Свердруп). Такие имена, как Troll Phase 3, Nova, Utgard, Dvalion, Byrding, Trestakk, Oda, Njord, Bauge, Ekofisk 2/4 VC, добавляют к растущему числу проектов в Норвегии.

Осло также инвестирует 27 млрд. Норвежских крон (3 млрд. Долл. США) в свои прямые полевые доли, а также поглощает 57 млрд. Норвежских крон (6,4 млрд. Долл. США) партнерских расходов на общую сумму 105,9 млрд. Норвежских крон (11,9 млрд. Долл. США) плюс владение акциями Equinor.