Репортаж от Wedoany，Equinor совместно с партнерами получила нефтегазовое открытие на перспективной структуре Skrugard North Tubåen в Баренцевом море. Скважина стала 17-й в лицензии на добычу 532, расположена в 6 км к северу от открывающей скважины 7220/8-1 месторождения Johan Castberg и в 240 км к северо-западу от Хаммерфеста; извлекаемые запасы оцениваются в 1,2–1,7 млн стандартных кубометров нефтяного эквивалента. Работы выполнены полупогружной буровой установкой для суровых условий Transocean Enabler, номер скважины — 7220/5-EC-2 H. Equinor выступает оператором, партнерами являются Vår Energi и Petoro.
Saipem получила от Eni Côte d’Ivoire Ltd контракт на морское бурение стоимостью 260 млн долларов. Saipem задействует буровое судно Santorini для долгосрочных работ по разработке у побережья Кот-д’Ивуара, запуск ожидается в начале 2027 года. Santorini — буровое судно седьмого поколения, способное работать на глубинах до 12 000 футов. По данным Saipem, контракт включает опции на дополнительные периоды работ, а также возможность использования этой буровой платформы в соседних странах.
ADNOC приняла окончательное инвестиционное решение (FID) по морскому газовому проекту Umm Shaif газовой шапки стоимостью 6,2 млрд долларов. Umm Shaif — старейшее морское нефтяное месторождение страны, введено в эксплуатацию в 1962 году. ADNOC оценивает, что новый проект позволит поставлять более 600 млн стандартных кубических футов газа в сутки из газовой шапки, покрывающей нефтяной пласт месторождения, при одновременном максимальном повышении коэффициента извлечения конденсата. Проект включает строительство как минимум двух новых газодобывающих платформ (GP-1 и GP-2) и одной нагнетательной платформы; крупного нового морского объекта с установками влажного газового компрессора, соединенного новым мостом с существующей морской платформой комплексной газовой разработки Habshan; установки сепарации и обработки, подводную инфраструктуру, систему сбора газа и модернизацию существующих платформ; подводные трубопроводы и кабели для сбора нефти и газа, при этом обогащенный газ будет транспортироваться по существующим магистральным/межпромысловым газопроводам на остров Дас; а также новую установку переработки конденсата на острове Дас с соответствующими подключениями. ADNOC выступает оператором с долей 60%, партнерами являются TotalEnergies (20%), Eni (10%) и Китайская национальная нефтегазовая корпорация (10%).
Basra Oil Company заключила с Halliburton контракт на комплексное управление промыслом, а также инжиниринговые, закупочные и строительно-монтажные работы для разработки нефтегазовых месторождений Bin Umar и Sindbad на юге Ирака. Halliburton будет использовать свой программный комплекс Landmark, объединяющий оценку недр, планирование бурения, производственные операции и бизнес-планирование. Basra ожидает, что на первом пятилетнем этапе разработки месторождение Bin Umar будет добывать около 150 тыс. баррелей нефти и 300 млн стандартных кубических футов попутного газа в сутки.
Equinor заключила с Transocean соглашение (при условии одобрения лицензии) об аренде трех полупогружных буровых установок класса Cat D, спроектированных для круглогодичной работы на норвежском континентальном шельфе, стоимостью 1 млрд долларов. Equinor задействует установки Enabler (3 года), Encourage (2 года) и Endurance (2 года). Норвежская компания заявила, что приобретение этих буровых установок будет способствовать реализации ее производственного плана до 2035 года. Enabler и Encourage начнут работу в первом квартале 2028 года, Endurance планируется к запуску во втором квартале 2027 года.
«Наша цель на норвежском континентальном шельфе — достичь добычи 1,3 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки к 2035 году, при этом около 70% добычи будет поступать из новых скважин», — заявил старший вице-президент Equinor по бурению Руне Недрегор.
Eni объявила об успешном начале добычи нефти и газа в рамках проекта Sabratha Compression. Этот морской проект направлен на поддержание и увеличение добычи газа на месторождении Bahr Essalam, расположенном примерно в 100 км от побережья Ливии. Для повышения добычи на платформе Sabratha установлен компрессионный модуль весом 1600 тонн с новыми компрессорами, что увеличило общую мощность сжатия до примерно 440 млн стандартных кубических футов в сутки. Поскольку месторождение Bahr Essalam уже находится на стадии естественного падения добычи, новый модуль, как ожидается, увеличит годовую добычу газа примерно на 800 млн кубометров, а также попутного конденсата. Eni реализует проект Sabratha Compression совместно с Mellitah Oil & Gas — совместным предприятием с Ливийской национальной нефтяной корпорацией.
Отчет Santos за второй квартал 2026 года описывает прогресс по проектам Barossa и Pikka. На газовом месторождении Barossa, расположенном в 280 км к северо-северо-западу от Дарвина, добыча достигла 97% от планового уровня, а ближе к концу квартала были отгружены две партии продукции с интервалом в 8 дней.
Компания также сообщила, что первая фаза проекта Pikka приближается к стабильному уровню добычи. Первые добывающие скважины введены в эксплуатацию, обеспечивая около 23 тыс. баррелей общей добычи в сутки. Ожидается, что в ближайшие недели будут введены дополнительные добывающие скважины, а также система заводнения для поддержания пластового давления. Проект по-прежнему нацелен на достижение целевого стабильного уровня общей добычи около 80 тыс. баррелей в сутки в третьем квартале 2026 года, а первая выручка от продаж ожидается в августе.
Saipem объявила о завершении морских монтажных работ по производственной платформе проекта разработки газа Neptun Deep с использованием одного из крупнейших крановых судов в мире — Saipem 7000. По данным компании, проект расположен в румынском секторе Черного моря и является крупнейшим морским газовым проектом, реализуемым в настоящее время в Европейском союзе. Платформа полностью автоматизирована и спроектирована для дистанционного управления; обработанный газ будет транспортироваться по подводному трубопроводу протяженностью 160 км, проложенному судами флота Saipem.
Saipem получила этот контракт в 2023 году; он включает проектирование, закупки, строительство и монтаж газодобывающей платформы, подводные работы на месторождениях Domino и Pelican, а также прокладку подводного газопровода длиной 160 км и диаметром 30 дюймов и оптоволоконного кабеля для соединения платформы с румынским побережьем. Оператор OMV Petrom ожидает первую добычу газа в 2027 году и оценивает извлекаемые запасы Neptun Deep примерно в 100 млрд кубометров газа. Neptun Deep эксплуатируется совместно OMV Petrom (50%) и Romgaz (50%).
