Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+ зростуть на 2 млн барелів на добу до 2030 року, причому понад 60% цього приросту припадає на конденсати та NGLs, зокрема з нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак лідирують у збільшенні потужностей, тоді як Мексика зазнає найбільших втрат. Також розглянуто перспективи розширення видобутку природного газу, зменшення споживання нафти в енергетиці та стратегічні інвестиції Aramco та ADNOC.

Основні рушії видобутку нафти

Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+, включаючи конденсати та NGLs, прогнозовано зростуть на чисті 2 млн барелів на добу у 2024–2030 роках. Основними рушіями стануть Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак. Понад 60% чистого приросту забезпечать конденсати та NGLs, які не підпадають під квоти, зокрема завдяки початковим фазам розробки нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Це відповідає стратегії країни зі зниження використання сирої нафти для генерації електроенергії, розвитку нафтохімії та експорту NGLs.

Чиста потужність видобутку сирої нафти OPEC+ зросте більш ніж на 810 тис. барелів/добу. Казахстан очолює приріст завдяки запуску проєкту Тенгіз у січні 2025 року (+260 тис. б/д). Об’єднані ОАЕ та Ірак збільшать свої потужності на 1,3 млн б/д. Водночас Мексика зазнає найбільших глобальних втрат – до 630 тис. б/д, залишившись з 1,3 млн б/д до 2030 року.

У 2024 році загальний видобуток нафти країнами OPEC+ зменшився на 800 тис. б/д до 49,9 млн б/д. Саудівська Аравія скоротила видобуток на 480 тис. б/д, Кувейт – на 110 тис. б/д. Перебої у видобутку зафіксовані в росії (-260 тис. б/д), Мексиці (-130 тис. б/д) та Лівії (-90 тис. б/д). Водночас Іран та Венесуела (які не підпадають під квоти) збільшили видобуток на 530 тис. б/д – до найвищих показників з 2019 року. Виробництво NGLs зросло до 8,2 млн б/д, з яких Близький Схід забезпечив 6,8 млн б/д. Саудівська Аравія додасть 970 тис. б/д до 2030 року.

Група з восьми країн OPEC+, які погодили скорочення на 2,2 млн б/д у листопаді 2023 року, знизила свою частку на світовому ринку з 39% у 2022 до 36% у 2024. Саудівська Аравія несла основне навантаження, накопичивши резервні потужності до 3 млн б/д. Росія, ОАЕ, Ірак та Казахстан перевищували ліміти у 2024 році загалом на 1,2 млн б/д.

Зростання обсягів виробництва OPEC+

З травня по липень 2025 року оголошено поступове зростання цільових обсягів виробництва на 1,4 млн б/д. Проте лише Саудівська Аравія має змогу додати 180 тис. б/д щомісяця. Всі інші країни будуть обмежені у зростанні через брак резервів або перевиробництво. Саудівська Аравія планує приріст майже 1,2 млн б/д потужностей до 2030 року.

У 2024 році Саудівська Аравія скоротила видобуток на 500 тис. б/д до 10,9 млн б/д. Aramco знизила свою ціль з 13 до 12 млн б/д та переорієнтувалась на розвиток газу та відновлюваних джерел. Очікується зростання газових потужностей на 4 млрд куб. футів/день, що дозволить зменшити спалювання 1 млн б/д нафти у генерації, зокрема 500 тис. б/д сирої нафти. Перші дві фази Джафура дадуть половину приросту газу, а також 270 тис. б/д етану і 630 тис. б/д NGLs.

Попри стабільність потужностей сирої нафти, Aramco інвестує в підтримку продуктивності. Між 2025 і 2026 роками мають запрацювати проєкти на 1,2 млн б/д. Водозапуск Dammam (фаза 1 – 25 тис. б/д у 2025, фаза 2 – ще 50 тис. б/д у 2027), морські родовища Berri і Marjan (разом 550 тис. б/д), а також переробка NGLs на газовому заводі Танаджиб. Крім того, 600 тис. б/д важкої нафти очікується з централізованого вузла Zuluf з 2026 року.

ОАЕ планують лідерство у прирості потужностей видобутку сирої нафти – понад 720 тис. б/д до 2030 року. Також на 260 тис. б/д зросте виробництво NGLs. У 2024 році видобуток нафти, включаючи конденсати, залишався на рівні 4,2 млн б/д. План на 5 млн б/д отримав новий імпульс після угод з ExxonMobil та INPEX/JODCO щодо розширення Upper Zakum до 1,2 млн б/д.

ADNOC інвестує в офшорні потужності: Upper Zakum зріс з 500 тис. до 1 млн б/д. У 2023 запущено Belbazem (45 тис. б/д). Нові контракти включають 20 тис. б/д для стабілізації Lower Zakum (450 тис. б/д) та розширення на 50 тис. б/д до 2027 року. Umm Shaif зросте до 390 тис. б/д завдяки трьом фазам по 115 тис. б/д.

Внутрішні проєкти включають Bu Hasa (+100 тис. б/д) та Bab (+90 тис. б/д). ADNOC активно вивчає нетрадиційні ресурси. До кінця 2025 року буде пробурено 140 свердловин у межах СП Turnwell із SLB та Patterson-UTI. У травні 2025 року EOG Resources отримала ліцензії на блок 3 (Al Dhafra). Успіх може зміцнити амбіції країни у газовому секторі.

ОАЕ прагнуть газової самодостатності до 2030 року. ADNOC Gas розширює переробку газу, зокрема в рамках проєкту MERAM, який у 2025 дозволить видобувати 120 тис. б/д етану для Borouge. Також не включено в оцінки майбутні проєкти – Rich Gas Development (1,5 млрд куб. футів/день) та Bab Gas Cap (1,8 млрд куб. футів/день).

Ірак, Кувейт та Оман нарощують нафтогазову інфраструктуру попри виклики

Ірак планує збільшити видобувні потужності до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, Кувейт — до 3,1 млн, а Оман інвестує в офшорні родовища та LNG. Зусилля супроводжуються технічними й логістичними проблемами, але країни регіону готують стратегічне підґрунтя для майбутнього зростання.

Ірак, як очікується, збільшить свої потужності на 560 тис. барелів на добу до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, не досягнувши цілі у 6 млн барелів. Розширення стримується через нестачу інфраструктури для закачування води, складнощі транспортування та обмежені можливості експорту з південних родовищ. Основне зростання забезпечують іноземні компанії, які працюють на півдні, тоді як Ірак оптимізує порт Басра та створює альтернативні маршрути експорту. Повернення BP до родовища Кіркук після виходу у 2019 році та можливе відновлення роботи Іраксько-Турецького трубопроводу (ITP) відкривають довгострокові перспективи. Загальний видобуток Іраку у 2024 році зріс на 40 тис. барелів у річному вимірі до 4,5 млн барелів на добу.

Брак потужностей із закачування води у багатьох іракських родовищах обмежує можливість зростання видобутку. TotalEnergies розбудовує інфраструктуру для морського проєкту обробленої води на 5 млн барелів на добу для родовищ Зубайр і Західна Курна. Також компанія планує збільшити видобуток на родовищі Ратауі з 85 тис. до 210 тис. барелів на добу.

Ірак досяг прогресу в усуненні вузьких місць у порту Басра. У квітні компанія Basra Oil підписала контракт з італійською Micoperi та турецькою ESTA на будівництво третього підводного експортного трубопроводу потужністю 2,4 млн барелів/день та плавучої точки завантаження. Наприкінці 2024 року уряд Іраку схвалив будівництво трубопроводу Басра-Хадіта довжиною 685 км і потужністю 2,25 млн барелів/день, який проходитиме паралельно з нині застарілим Стратегічним трубопроводом.

У регіоні понад 1,2 млн барелів/день додаткових потужностей перебувають у різних фазах реалізації. Зокрема, PetroChina працює над розширенням Західної Курни-1 (з 550 до 800 тис. барелів/день), а Lukoil та уряд Іраку продовжили контракт на Західну Курну-2 до 2045 року, плануючи нарощення до 800 тис. барелів. Eni продовжує розширення Зубайру на 250 тис. барелів, а Basra Oil працює над збільшенням потужності Маджнуна з 130 до 450 тис. барелів/день.

На півночі, у разі відновлення транспортування 450 тис. барелів/день через ITP до Джейхана, можуть пожвавитися родовища Кіркуку та території під контролем Курдської регіональної адміністрації. Потік зупинено з березня 2023 року, однак 300 тис. барелів, за даними, продаються локально чи вивозяться автотранспортом. Повернення BP до Кіркуку може забезпечити зростання видобутку у наступному десятилітті.

Кувейт планує збільшити потужності на 150 тис. барелів до 3,1 млн барелів/день до 2030 року, з амбіцією досягти 3,5 млн до 2035-го. У 2024 році середній видобуток становив 2,55 млн барелів, зменшившись на 110 тис. Кувейт втратив 220 тис. барелів потужностей з 2018 року.

Компанія Kuwait Oil Company зосередила увагу на родовищі Бурган. У 2023 році введено північний газовий проєкт Jurassic, що додав 50 тис. барелів легкої нафти. Розробка важкої нафти на Раткі з технічною підтримкою Shell додала ще 20 тис. барелів/день. Нові відкриття на шельфі можуть сприяти досягненню цілей до 2035 року.

У Нейтральній зоні, яку Кувейт ділить із Саудівською Аравією, очікується стабільний рівень потужностей у 260 тис. барелів/день на кожну сторону до 2030 року, хоча потенційне зростання можливе.

У Омані видобуток нафти та конденсатів у 2024 році склав приблизно 1,1 млн барелів/день. Прогнозується зростання потужностей на 40 тис. барелів за рахунок інвестицій у важку нафту та офшорні проєкти, включаючи Yumna. Угода з Occidental Petroleum на $30 млрд продовжує розробку родовища Мухайзна. Орієнтація Омана на газову інфраструктуру, зокрема запуск LNG-заводу Marsa у 2028 році, підтримає обсяги конденсату та NGL.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Китайская Anton Oilfield Services и британская Petrofac подписали соглашение об эксплуатации иракского нефтяного месторождения Majnoon (Меджнун).

Об этом сообщает агентство Рейтер со ссылкой на представителей компаний, передает Прайм.

«Министерство нефти Ирака в четверг подписало двухлетний контракт с Anton Oilfield Services и Petrofac на эксплуатацию нефтяного месторождения Меджнун», — передает агентство слова источников.

Компании будут работать на нефтяном месторождении от имени иракской государственной нефтяной компании Basra Oil Company (BOC), которая осуществляет там операции совместно с Royal Dutch Shell.

В начале ноября 2017 года СМИ писали о планах Shell покинуть проект по разработке Majnoon (Меджнун). Сообщалось, что компания остановит работу на проекте до конца июня 2018 года и передаст его в эксплуатацию Basra Oil Co.

Petrofac — провайдер нефтесервисных услуг для нефтегазовой промышленности. Штаб-квартира компании находится в Лондоне. Штат насчитывает 13,5 тысячи сотрудников. Anton Oilfield Services Group занимается оказанием комплексных технических услуг по разработке нефтегазовых месторождений. Компания была основана в 1999 году, ее штаб-квартира располагается в Пекине.