Всего новостей: 2292944, выбрано 1940 за 0.207 с.

Новости. Обзор СМИ  Рубрикатор поиска + личные списки

?
?
?  
главное   даты  № 

Добавлено за Сортировать по дате публикации  | источнику  | номеру 

отмечено 0 новостей:
Избранное
Списков нет
Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 17 ноября 2017 > № 2390153

FROG-XT себя показал! На платформе Приразломная усилили безопасность системы морской транспортировки персонала.

Газпром нефть шельф, дочка Газпром нефти, усилила эксплуатационную безопасность морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) Приразломная, установив оборудование нового поколения, предназначенное для транспортировки персонала с судов обеспечения на платформу.

Об этом Газпром нефть сообщила 16 ноября 2017 г.

Новые средства транспортировки серии FROG-XT отличаются от предшествующей линейки повышенным уровнем защиты пассажиров.

Испытания показали, что капсулы FROG-XT способны выдерживать вертикальные удары при жесткой посадке на скорости 4,5 м/с.

Эти параметры особенно важны при работе в сложных природно-климатических условиях арктического шельфа.

Так, ледяной покров окружает МЛСП Приразломная в течение 7 месяцев, высота торосов достигает 2 м, минимальная температура воздуха может опускаться до -50оС, а количество штормов превышает 20 в год.

Новое оборудование разработано с учетом последних технических достижений в области морской транспортировки.

Это обеспечивает не только безопасность сотрудников при трансфере, но и более широкий диапазон эксплуатационных возможностей при сильном ветре и волнении моря.

В частности, капсулы серии FROG-XT можно использовать даже в ситуациях, когда высота волн достигает 4 м.

Платформа Приразломная спроектирована и построена с учетом всех природно-климатических особенностей арктического региона.

МЛСП Приразломная постоянно проходит выборочное техническое перевооружение, это изначально было заложено в схему освоения месторождения.

В связи с работами по техперевооружению платформы, летом 2017 г Газпром нефть останавливала добычу на МЛСП Приразломная на 3 месяца.

Газпром нефть внимательно следит за развитием технологий и внедряет передовые решения, соответствующие мировым стандартам организации производственных процессов и охраны труда на сложных промышленных объектах.

Приразломное нефтяное месторождение располагается в Печорском море в 60 км от берега.

Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн т.

МЛСП Приризломная была установлена на месторождении в 2011 г, бурение 1й скважины было начато летом 2013 г, а в декабре 2013 г платформа начала добычу нефти.

Нефть нового российского сорта получила название Arctic Oil (ARCO) и впервые была отгружена с Приразломного в апреле 2014 г.

По итогам 2016 г на Приразломном месторождении было добыто 2,1 млн т нефти.

Несмотря на остановку добычу летом, в 2017 г на Приразломном месторождении вырастет до 2,5-2,6 млн т.

Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 17 ноября 2017 > № 2390153


Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > neftegaz.ru, 16 ноября 2017 > № 2388682

А.Текслер: В российской Арктике реализуются проекты ТЭК , которые являются якорными для развития опорных зон.

В ходе 6й Мурманской международной деловой недели состоялось выездное заседание рабочей группы «Развитие энергетики» госкомиссии по вопросам развития Арктики.

В мероприятии, которое прошло 15 ноября 2017 г под председательством 1го зам главы Минэнерго РФ А. Текслера приняли участие представители арктического региона и представители энергетических и нефтегазовых компаний.

В 2017 г заседание группы стало 3 по счету.

На нем были рассмотрены вопросы развития энергетической инфраструктуры Мурманской и Архангельской областей, а также Коми.

Открывая мероприятие, А. Текслер отметил, что комплексное развитие российской Арктики базируется на развитии «опорных зон», является одним из приоритетов государственной политики и создает дополнительные требования к своему надежному топливо- и энергообеспечению.

Очень важно, чтобы энергетическая инфраструктура не стала «узким местом» для реализации запланированных здесь комплексных инвестиционных проектов.

Благодаря деятельности рабочей группы уже удалось решить ряд вопросов, в том числе в части энергообеспечения Чукотской и Кольской «опорных зон».

Вместе с этим, как обозначил А. Текслер, своевременное прогнозирование изменений в потреблении энергоресурсов в рамках «опорных зон» с целью заблаговременного строительства и реконструкции энергетических объектов остается по-прежнему актуальным.

Развитие арктических территорий и раскрытие их инвестиционного потенциала обсуждалось и на пленарном заседании выездной сессии Петербургского международного экономического форума «Регионы России: новые точки роста – Арктическим курсом», где А. Текслер подвел итоги состоявшегося заседания рабочей группы и рассказал о ключевых энергетических проектах в российской Арктике.

В частности, он отметил, что в арктических регионах России ведется освоение ряда нефтяных и нефтегазовых месторождений.

В 2017 г был запущен самый северный магистральный нефтепровод (МНП) России Заполярье – Пурпе.

Важное значение для расширения экспорта российского газа, а также развития транспортной инфраструктуры российской Арктики имеет проект Ямал-СПГ.

Также в ходе деловой программы А. Текслер посетил строящуюся подстанцию 330 кВ Мурманская, строительство которой, в том числе, обсуждалось в рамках рабочей группы «Развитие энергетики».

Ее ввод позволит разгрузить единственную действующую в Мурманской области подстанцию 330 кВ Выходной, а также обеспечить надежное электроснабжение существующих и перспективных нагрузок Мурманска и прилегающего района и северной части энергосистемы Мурманской области.

Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > neftegaz.ru, 16 ноября 2017 > № 2388682


Россия. Весь мир. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 ноября 2017 > № 2388653

РОС-ГАЗ-ЭКСПО открывает новые возможности для поставщиков отечественных технологий и оборудования.

Международная специализированная выставка газовой промышленности и технических средств для газового хозяйства «РОС-ГАЗ-ЭКСПО 2017» прошла с 3 по 6 ноября 2017 в Санкт-Петербурге в рамках Петербургского международного газового форума. Организатор мероприятия– ВО «ФАРЭКСПО», один из крупнейших организаторов выставок и конгрессов на Северо-Западе РФ.

В торжественной церемонии открытия приняли участие представители федеральных органов власти, бизнеса, партнеры выставки. Выступая с приветственным словом депутат Государственной Думы ФС РФ Владимир Катенев, выразил благодарность организаторам мероприятия: «Газовая промышленность для России – это драйвер роста нашей экономики. Мы видим, что сегодня не только добыча газа, но и его переработка, создание вторичных продуктов из газа, сжиженный газ – технологии, прочно вошедшие в нашу жизнь. Я уверен, что выставка «РОС-ГАЗ-ЭКСПО» принесет положительные результаты отдельным компаниям и отрасли в целом».

В экспозиции выставки представлена лучшая продукция известных российских и зарубежных компаний. Дебютантами мероприятия стали:

ООО «Техномер» (Арзамас), на стенде которого в реальном времени можно было увидеть работу Программно-технического комплекса «Газсеть»;

ОАО «АБС ЗЭиМ Автоматизация» (Чебоксары). Образцы новой линейки интеллектуальных электроприводов привлекли внимание множества отраслевых компаний, в частности дочерних организаций ПАО «Газпром»;

компания «А9 Проджект» (Новосибирск) продемонстрировала образец автоматизированной газораспределительной станции «Гефест» мощностью 1000 нм3/ч;

НПФ «ИТС» (Санкт-Петербург) презентовала новую разработку компании в рамках программы импортозамещения – двухдуговую головку для автоматической сварки АСТ-02, которая вызвала особый интерес посетителей форума.

Российские разработки и оборудование, инновационные идеи и технологии были достойно представлены такими предприятиями, как: ООО «ГАЗ-ТЕЛ» (Липецк), ЭПО «Сигнал» (Энгельс), ЦентрТехФорм (Москва), «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» (Саратов), «Турбулентность-ДОН» (Ростов-на-Дону), «Авитон» (Санкт-Петербург) и др.

Следствием результативности выставки является создание ее участниками совместных проектов:

на стенде ООО «Астин» (Екатеринбург) презентовали основные типы домовых газорегуляторных пунктов на базе регуляторов давления газа FE (Pietro Fiorentini, Италия) и РС (СП «Термобрест», Беларусь), в том числе, в комплекте со счетчиками G4 и G6;

компания «ГАЗ-ТЕЛ» (Липецк) презентовала совместное решение «ГАЗ-ТЕЛ» и АНТ-Информ - «МАК АНТ»;

компании-партнеры: ООО Завод «Газпроммаш», ООО ЭПО «Сигнал», ООО ПКФ «Экс-Форма» и ООО НПФ «РАСКО» продемонстрировали Автономный комплекс телеметрии АКТЕЛ-2 - разработку компании «АКСИТЕХ», предназначенную для решения задач телеметрии и телемеханики удаленных объектов.

Одной из ключевых в рамках выставки стала тема энергоэффективности. Потребителям был представлен большой выбор техники, позволяющей использовать энергоресурсы с минимальными затратами. Положительные отклики получил новый турбинный расходомер РСТ Арзамасского приборостроительного завода им. П.И.Пландина. На стенде компании «РАСКО» специалисты познакомились с новинками оборудования для создания высокоэффективных систем газового лучистого отопления мирового уровня Schwank производства АО «Сибшванк». ГК «ЭМИС» презентовала интеллектуальные вихревые расходомеры с цифровой электроникой ЭМИС-ВИХРЬ 200.

С полным списком участников выставки «РОС-ГАЗ-ЭКСПО 2017» можно ознакомиться на сайте rosgasexpo.ru.

Экспозицию выставки органично дополнила насыщенная деловая программа. В рамках «РОС-ГАЗ-ЭКСПО 2017» состоялась международная конференция «Умный Газ: Безопасность, Качество, Эффективность». Мероприятие организовано по инициативе СПТЭК «Газовый клуб». Участники конференции обсудили вопросы применения передовых, постоянно развивающихся информационно-коммуникационных технологий. Акцент при решении данных проблем, по мнению экспертов, должен быть сделан на обеспечении безопасности и надежности транспортирования и использования газового топлива.

В научно-техническом семинаре «Трубопроводная арматура: конструкторско-технологическое обеспечение надежности, стандартизация, импортозамещение, маркетинг» приняли участие более 60 специалистов арматуростроения. Основной темой для дискуссии стал новый ГОСТ 33259-2015 на фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Спонсор семинара – ООО «Ильма».

По традиции в дни работы выставки «РОС-ГАЗ-ЭКСПО» были названы имена обладателей специального приза журнала ТПА за значительный вклад в развитие арматуростроения «Арматурного Оскара ТПА». В этом году редакция обновила внешний вид главной награды, сделав статуэтку более лаконичной и стильной. Обладателями «Оскара 2017» стали: Юрий Тарасьев – директор по научной и экспертной работе АО «НПФ «ЦКБА» (Санкт-Петербург); Валерий Нефедцев – директор Управления специальной трубопроводной арматуры – главный конструктор по арматуростроению АО «Атоммашэкспорт» (Волгодонск); Сергей Сейнов – президент НПО «ГАКС-АРМСЕРВИС» (Пенза).

Подведены итоги профессиональных конкурсов «Энергоэффективность. Лучшие решения и практики» и «Передовые решения для автоматизированных систем управления». В каждом из конкурсов было представлено по несколько номинаций.

Лучшими проектами в направлении «Энергоэффективность. Лучшие решения и практики» признаны:

«Виртуализация рабочих мест и ИТ-инфраструктуры предприятия» (ООО «РусТехнология», Москва);

термоблок газовый уличный ТГУ-НОРД (ООО «Северная компания», Ленинградская область);

проект эффективной модели управления энергосбережением зданий на базе КПАТ «Мегаполис – ТМ» (АО «Газпром газораспределение Владимир»).

Победителями в направлении «Передовые решения для автоматизированных систем управления» названы:

ООО «РусТехнология» (Москва) – «Система телеметрии для коммунально-бытового сектора»;

АО «Газпром газораспределение Владимир» - «Комплексная информационная система «Мегаполис»;

ООО «Инновационные Технологии в Бизнесе» (Санкт-Петербург) – «Единый информационно-аналитический комплекс. Подключение объектов капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения».

C 3 по 6 ноября 2017 одновременно с выставкой «РОС-ГАЗ-ЭКСПО 2017» на одной площадке традиционно прошли международные специализированные выставки «Котлы и горелки» и «Энергосбережение и энергоэффективность. Инновационные технологии и оборудование», а также Международный Конгресс «Энергосбережение и энергоэффективность – динамика развития». Проведение мероприятий доказало свою эффективность в вопросах отраслевого сотрудничества на межрегиональном и международном уровне. Это является подтверждением того, что развитие топливно-энергетического комплекса в СЗФО РФ идет по пути инноваций.

В выставках приняли участие около 300 экспонентов из 17 стран. Мероприятия посетили 11 500 специалистов.

Россия. Весь мир. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 ноября 2017 > № 2388653


Россия. Арктика. СЗФО > Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > minenergo.gov.ru, 15 ноября 2017 > № 2388494

Алексей Текслер: проекты ТЭК – якорные для развития «опорных зон» в российской Арктике.

В ходе VI Мурманской международной деловой недели состоялось выездное заседание рабочей группы «Развитие энергетики» Государственной комиссии по вопросам развития Арктики. В мероприятии под председательством первого заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя председателя рабочей группы Алексея Текслера приняли участие Губернатор Мурманской области Марина Ковтун, помощник Полномочного представителя Президента Российской Федерации в Северо-Западном федеральном округе Евгений Карпичев, представители федеральных органов исполнительной власти и субъектов Российской Федерации, а также компаний ТЭК, осуществляющих деятельность на территории Арктической зоны Российской Федерации.

Заседание рабочей группы стало третьим в текущем году. На нем были рассмотрены вопросы развития энергетической инфраструктуры Мурманской и Архангельской областей, а также Республики Коми.

Открывая мероприятие, Алексей Текслер отметил, что комплексное развитие российской Арктики базируется на развитии «опорных зон», является одним из приоритетов государственной политики и создает дополнительные требования к своему надежному топливо- и энергообеспечению. «Очень важно, чтобы энергетическая инфраструктура не стала «узким местом» для реализации запланированных здесь комплексных инвестиционных проектов», – подчеркнул первый замминистра энергетики.

Благодаря деятельности рабочей группы уже удалось решить ряд вопросов, в том числе в части энергообеспечения Чукотской и Кольской «опорных зон». Вместе с этим, как обозначил Алексей Текслер, своевременное прогнозирование изменений в потреблении энергоресурсов в рамках «опорных зон» с целью заблаговременного строительства и реконструкции энергетических объектов остается по-прежнему актуальным. По результатам состоявшейся дискуссии главам регионов Арктической зоны Российской Федерации и компаниям ТЭК были даны соответствующие рекомендации.

Развитие арктических территорий и раскрытие их инвестиционного потенциала обсуждалось и на пленарном заседании выездной сессии Петербургского международного экономического форума «Регионы России: новые точки роста – Арктическим курсом», где Алексей Текслер подвел итоги состоявшегося заседания рабочей группы и рассказал о ключевых энергетических проектах в российской Арктике.

В частности, он отметил, что в арктических регионах России ведется освоение ряда нефтяных и нефтегазовых месторождений. В этом году был запущен самый северный нефтепровод России «Заполярье – Пурпе». Важное значение для расширения экспорта российского газа, а также развития транспортной инфраструктуры российской Арктики имеет проект «Ямал-СПГ».

«Крупные проекты топливно-энергетического комплекса – якорные для развития «опорных зон» в российской Арктике», – резюмировал первый замглавы Минэнерго России.

Также в ходе деловой программы Алексей Текслер посетил строящуюся подстанцию 330 кВ Мурманская, строительство которой, в том числе, обсуждалось в рамках рабочей группы «Развитие энергетики». Ее ввод позволит разгрузить единственную действующую в Мурманской области подстанцию 330 кВ Выходной, а также обеспечить надежное электроснабжение существующих и перспективных нагрузок Мурманска и прилегающего района и северной части энергосистемы Мурманской области.

Россия. Арктика. СЗФО > Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > minenergo.gov.ru, 15 ноября 2017 > № 2388494


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Химпром > oilcapital.ru, 15 ноября 2017 > № 2387504

«Газпром нефть» увеличила продажи битумов и кокса на 17%.

А также расширила географию поставок.

«Газпромнефть – Битумные материалы», оператор битумного бизнеса «Газпром нефти», за 9 месяцев 2017 года увеличила объем реализации битумной продукции и коксов по сравнению с прошлым годом на 17% – до 1,99 млн тонн, сообщила компания. Продажи высокотехнологичных вяжущих – модифицированных и битумопроизводных продуктов превысили показатели 9 месяцев 2016 года на 41%, достигнув 117 тыс. тонн.

«С начала 2017 года компания существенно расширила географию поставок и начала отгрузки битумной продукции в новые регионы России: в Хабаровский край и Забайкалье, в Пензенскую, Кировскую и Иркутскую области, в Чувашскую республику, в республики Марий Эл и Башкортостан», – говорится в сообщении.

«Газпромнефть – Битумные материалы» – дочернее предприятие «Газпром нефти», специализирующееся на производстве и реализации битумной продукции. Производственные мощности расположены в Москве, Вязьме, Омской, Ярославской и Рязанской областях, а также в Казахстане и Сербии. Компания производит дорожные, строительные и кровельные битумы, полимерно-битумные вяжущие, полимерно-модифицированные битумы, битумопроизводные продукты (мастики, герметики, стыковочные ленты и т.п.).

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Химпром > oilcapital.ru, 15 ноября 2017 > № 2387504


Россия. Арктика. СЗФО. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 15 ноября 2017 > № 2387404

Доля нефти, добываемой в Арктике, в общей добыче в России к 2035 г вырастет до 26%.

Доля российской нефти, добываемой в арктической зоне, к 2035 г вырастет с 17 до 26%.

Об этом 15 ноября 2017 г сообщил на выездной сессии Петербургского международного экономического форума в г Мурманске замминистра энергетики РФ А. Текслер.

В абсолютном выражении объем добычи нефти в Арктике вырастет с 60 млн т до 90 млн т.

Вырастет и объем добываемого в Арктике газа - за 20 лет рост составит 200 млрд м3.

Доля добычи газа в Арктике в общероссийских показателях сохранится на нынешнем уровне - чуть более 80%.

Запасы нефти в Арктике составляют 22% от общероссийских, а по газу на долю арктических месторождений приходится 65%, в 1ю очередь это месторождения п-ва Ямал.

Общий объем извлекаемых ресурсов составляет 286 млрд тут - 60% от общих ресурсов России.

Ожидается, что по итогам 2017 г добыча нефти в арктической зоне РФ вырастет как минимум на 10%, до 100-106 млн т против 92 млн т в 2016 г.

Прирост по газу ожидается на уровне 3-4%.

Ранее Минэнерго РФ прогнозировало, что к 2022 г максимальная добыча газа на шельфе Арктики и прилежащей территории (с вывозом сырья по морю) составит 30-36 млрд м3/год или около 5-6% от совокупной добычи газа в России.

Россия. Арктика. СЗФО. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 15 ноября 2017 > № 2387404


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Химпром > neftegaz.ru, 14 ноября 2017 > № 2385890

Газпром нефть за 9 месяцев 2017 г увеличила продажи высокотехнологичных битумов на 41%, до 117 тыс т.

Газпромнефть-Битумные материалы, оператор битумного бизнеса Газпром нефти, за 9 месяцев 2017 г увеличила объем реализации битумной продукции и коксов на 17% по сравнению с результатами 9 месяцев 2016 г, до 1,99 млн т.

Об этом Газпром нефть сообщила 14 ноября 2017 г.

Продажи высокотехнологичных вяжущих - модифицированных и битумопроизводных продуктов превысили показатели 9 месяцев 2016 г на 41% и составили 117 тыс т.

Рост показателей во многом обусловлен успешной реализацией комплексного предложения, в котором сочетаются широкий спектр битумных и битумопроизводных материалов и полный цикл сопутствующих услуг, в т.ч возможности мультимодальной логистики, оптимальные решения по фасовке, банковские инструменты и ИТ-сервисы.

На сегодняшний день Газпромнефть-Битумные материалы - единственная компания на отечественном рынке, имеющая в портфеле такое предложение.

Также компания налаживает взаимодействие с потребителями, формирует индивидуальные ценовые предложения, стремится создать рецептуру с учетом климатических особенностей региона, фактических транспортных нагрузок и интенсивности движения на проектируемой автодороге.

С начала 2017 г Газпромнефть-Битумные материалы существенно укрепила свои позиции в новых сегментах рынка высокотехнологичной битумопроизводной продукции.

Линейка инновационных продуктов под маркой «Брит» включает дорожные, мостовые и аэродромные мастики, герметики, эмульсии, битумные стыковочные ленты, защитно-восстановительные составы (ЗВС).

Проникая в трещины покрытия, ЗВС связывает компоненты асфальтобетонной смеси и образует на поверхности дороги слой, восстанавливающий ее эксплуатационные характеристики и защищающий от воздействия вредных факторов.

ЗВС позволяет продлить срок эксплуатации дорожных покрытий на 2-4 года.

Эти продукты применяются для строительства сверхизносостойких дорожных и аэродромных покрытий, в т.ч в труднодоступных местах и на основаниях со сложным рельефом.

Также Газпромнефть-Битумные материалы существенно расширила географию поставок и начала отгрузки битумной продукции в новые регионы России.

В числе этих регионов - Хабаровский и Забайкальский края, Пензенская, Кировская и Иркутская области, в республики Марий Эл, Чувашия и Башкортостан.

Газпромнефть-Битумные материалы производит дорожные, строительные и кровельные битумы, полимерно-битумные вяжущие (ПБВ), полимерно-модифицированные битумы (ПМБ G-Way Styrelf), битумопроизводные продукты (мастики, герметики, стыковочные ленты и т.п.).

Производственные мощности расположены в гг Москве, Вязьме, Омской, Ярославской и Рязанской областях, а также в Казахстане и Сербии.

По итогам 2016 г Газпромнефть - Битумные материалы увеличила объем реализации продукции на 10% до 1,88 млн т.

Объем реализации премиальных вяжущих - модифицированных битумов (ПБВ, ПМБ), вырос на 76%, до 105 тыс т.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Химпром > neftegaz.ru, 14 ноября 2017 > № 2385890


Китай. ЕАЭС. СЗФО > Внешэкономсвязи, политика. Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > kyrtag.kg, 13 ноября 2017 > № 2390032

Концепцию формирования единых рынков энергии, нефти и газа ЕАЭС обсудят эксперты на IV международной конференции «Евразийский вызов» в Санкт-Петербурге 23-24 ноября. Об этом сообщает пресс-служба комитета по внешним связям правительства Санкт-Петербурга.

В конференции примут участие политики и ведущие эксперты в области евразийской интеграции, представители крупных промышленных предприятий, бизнеса, научных и общественных организаций из 10 стран мира.

В рамках конференции эксперты обсудят реализации концепции формирования единого электроэнергетического рынка ЕАЭС, будут обозначены этапы формирования единого рынка нефти, газа и нефтепродуктов.

Также запланирована дискуссия «Шелковый путь», где будут обсуждаться актуальные вопросы сотрудничества ЕАЭС и Китая в сфере информационно-коммуникационных технологий, регулирования трансграничных рынков в сфере цифровой экономики и электронной коммерции, создания цифрового пространства в рамках стратегического взаимодействия с Китаем и странами ЕАЭС.

Специалисты дадут оценку роли экономических университетов в развитии ЕАЭС, резервах сетевого взаимодействия и перспективах форсайта, ресурсах Евразийского рынка интеллектуальной собственности - важнейшего условия конкурентоспособности стран при переходе к цифровой экономике.

Особое внимание в работе конференции будет обращено на Санкт-Петербург, как крупнейший научно-образовательный центр, активно участвующий в процессах евразийской интеграции и трансграничного межрегионального сотрудничества. Специальный круглый стол, посвященный расширению культурных и гуманитарных связей на евразийском пространстве, раскроет, в свою очередь, ведущую роль Санкт-Петербурга, как культурного центра России и мира в организации устойчивых культурных связей на пространстве ЕАЭС на примере международного фестиваля «Встречи в России».

В результате двухдневной работы IV международной конференции «Евразийский вызов» будет дана оценка достижениям деятельности ЕАЭС за 2017 год, и сформулированы актуальные задачи международного сотрудничества и перспективы дальнейшего укрепления ЕАЭС в партнерстве с КНР и другими странами мира.

Напомним, единый электроэнергетический рынок ЕАЭС планируется сформировать до июля 2019 года. Единый рынок обеспечит свободу движения товаров и услуг в сфере электроэнергетики. Также позволит создать хозяйствующим субъектам равные условия доступа на рынки с учетом имеющихся различий в топливно-энергетических комплексах стран союза и повысить их конкурентоспособность.

К 2025 году на территории стран-участниц Евразийского экономического союза должен быть создан общий рынок нефти и нефтепродуктов и общий рынок газа. Эти рынки придут на смену двусторонним соглашениям между правительствами стран, по которым сегодня происходят поставки энергоресурсов.

Китай. ЕАЭС. СЗФО > Внешэкономсвязи, политика. Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > kyrtag.kg, 13 ноября 2017 > № 2390032


Великобритания. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 13 ноября 2017 > № 2384889

ФАС одобрила покупку «Тимано-Печорской газовой компанией» «дочки» Shell в Коми.

Ранее Shell и ТПГК подписали меморандум о сотрудничестве при освоении участков в Воркутинском районе Коми.

ФАС удовлетворила ходатайство «Тимано-Печорской газовой компании» (Коми, ТПГК) о покупке 100% «Сырьяга Нефтегаз Девелопмент» (Москва, СНД, принадлежит Shell EP Russia Investments (III), говорится в сообщении регулятора. В начале лета гендиректор «Управляющей компанией «Инверсия», миноритарного акционера ТПГК, Сергей Гилев говорил, что ТПГК рассчитывает в ближайшие 2-3 месяца подписать договоренности с Shell о партнерстве в геологоразведочных проектах в Коми. Участки, расположенные в Воркутинском районе Коми, ТПГК рассчитывала разрабатывать совместно с Shell. В 2016 году Shell и ТПГК подписали соответствующий меморандум о сотрудничестве.

На территории Воркутинского района Коми расположены три участка ТПГК: Восточно-Лемвинский, Верхнелемвинский-1 и Верхнелемвинский-2. На этих участках «Сырьяга Нефтегаз Девелопмент» проводила весной поисково-разведочные работы. Кроме того, в Интинском районе Коми ТПГК принадлежит 10 участков: Интинское газоконденсатное месторождение, Кожимское газоконденсатное месторождение, Левогрубейюский, Лемвинский, Анкудинский, Пармаюский, Северо-Кожимский, Восточно-Кожимский, Грубеюский и Западно-Интинский.

Ресурсный потенциал всех участков превышает 400 млрд кубометров газа. На баланс Госкомиссии по запасам поставлено пока 24 млрд кубометров газа. По итогам 2017 года запасы газа на Интинском месторождении предполагалось прирастить на 50 млрд кубометров, кроме того, могут увеличиться запасы нефти.

Самой «Сырьяге Нефтегаз Девелопмент» принадлежат лицензии на Сырьягинский, Северо-Воркутинский-1 и Северо-Воркутинский-2 участки в Коми.

Великобритания. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 13 ноября 2017 > № 2384889


Вьетнам. ДФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 ноября 2017 > № 2381714

Правительство РФ сократило льготный объем экспортируемой нефти с Восточно-Алинского и Западно-Хоседаюского месторождений.

Здание правительства РФДля Восточно-Алинского месторождения Сургутнефтегаза и Западно-Хоседаюского месторождения Русвьетпетро объем нефти, экспортируемой с применением льготной экспортной пошлины, сокращен почти в 2 раза.

Соответствующее распоряжение правительства РФ опубликовано на официальном портале правовой информации 9 ноября 2017 г.

Ранее для Восточно-Алинского месторождения объем добываемой нефти, который может быть вывезен с применением особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин, составлял 6,349 млн т.

Согласно распоряжению правительства, этот объем снижен до 2,369 млн т.

Для Западно-Хоседаюского месторождения им. Д. Садецкого объем льготной нефти снижен с 4,069 млн т до 2,177 млн т.

Восточно-Алинское месторождение расположено в Ленском районе республики Саха (Якутия).

Месторождение разрабатывает Сургутнефтегаз.

Западно-Хоседаюское месторождение расположенное в Заполярном районе Ненецкого автономного округа (НАО).

Разработкой месторождения занимается Русвьетпетро, СП Зарубежнефти и Petrovietnam.

Месторождение было введено в промышленную эксплуатацию в 2012 г.

Льготная ставка пошлины на нефть для месторождений Восточной Сибири, каспийских месторождений и Приразломного месторождения из-за изменения расчета ставки пошлины в связи с налоговым маневром была обнулена с 1 февраля 2015 г.

Эти ставки, согласно принятой формуле, будут оставаться на нулевом уровне, если средняя цена нефти будет ниже 76 долл США/барр.

Количество нефти по льготной ставке для каждого месторождения определяет правительство РФ.

Вьетнам. ДФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 ноября 2017 > № 2381714


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 ноября 2017 > № 2381702

Срок обозначен. Газпром планирует в декабре 2018 г запустить СПГ-комплекс в районе КС Портовая.

Газпром прикладывает все усилия для того, чтобы к декабрю 2018 г запустить комплекс по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа (СПГ) в районе компрессорной станции (КС) Портовая в Ленинградской области.

Об этом стало известно 10 ноября 2017 г из проспекта, который приурочен к выпуску еврооблигаций компании.

По информации Газпрома, компания инвестирует в строительство комплекса СПГ в 2017 г 46,65 млрд рублей.

Общий объем финансирования в ценах на начало 2016 г — 126,9 млрд рублей.

СПГ-комплекс строится компанией в районе КС Портовая.

Мощность комплекса составит 1,5 млн т/год.

СПГ-комплекс будет включать в себя морской терминал в порту Высоцка, позволяющий осуществлять отгрузку на СПГ-танкеры различной грузоподъемности.

Газпром рассчитывает поставлять СПГ с комплекса потребителям газа, прежде всего, в качестве моторного и бункерного топлива, для автономной газификации, а также, в случае необходимости, на регазификационный терминал в Калининградской области.

На комплексе будут использоваться излишки газа, который не отбирается экспортным рынком, а также резерв ресурса компрессоров КС Портовая.

Генподрядчиком по проектированию, строительству и пусконаладке комплекса по производству СПГ выступает компания Петон.

Стоимость работ оценивается в 126,75 млрд рублей.

Помогать и содействовать в строительстве, применяя свои технологии, будет немецкая Linde.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 ноября 2017 > № 2381702


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > newizv.ru, 9 ноября 2017 > № 2386980

Под Петербургом исчез 125-километровый газопровод

Но по документам его строительство полностью оплачено и он исправно работает.

Документы свидетельствуют: в 2012–2014 годах в Ленинградской области был построен газопровод до города Приозёрска с четырьмя газораспределительными станциями, домами для персонала и автоматизированной системой управления. Договорная цена работ – 1,8 миллиарда, подрядчиком работы приняты и оплачены на 97 процентов. Загородная прогулка по трассе показала: трубопровод исчез, пишет Фонтанка.ру.

Договор о строительстве газопровода на Приозёрск был подписан в августе 2012 года. Заказчиком выступило ООО «Газпром инвест Запад» (позже переименованное в «Газпром инвест»), генеральным подрядчиком – ООО «Омега». Общую стоимость работ, включающую все расходы, определили в 1,8 миллиарда рублей, планируемый срок строительства газопровода и четырех газораспределительных станций (ГРС) – в 27 месяцев.

Если обратиться к документам, мы увидим, что с постройкой технологически сложного комплекса «Омега» справилась, пусть и с небольшой задержкой. К концу 2015 года «Газпром инвест» почти все работы принял, подписал акты по форме КС-3 (справки о стоимости выполненных работ и затрат), на счета «Омеги» было перечислено около 1,7 миллиарда рублей. То есть газопровод был построен и оплачен. Но газа в Приозерске как не было, так и нет.

Первый участок, протяженностью около 40 километров, обнаружился без труда. Нашлась и новенькая ГРС в Сосново. Рядом – вышка радиорелейной связи, неподалеку – домик на две семьи для дежурных операторов. ГРС работает. Конечно, не в автоматическом режиме (как предусмотрено планом и договором), а в ручном, и электропитание поступает не от магистрали, а от нештатно установленного дизель- генератора, но газ в Сосново, близлежащих поселках и на курорте «Игора» есть. На этом газопровод завершен.

Общество с ограниченной ответственностью «Омега» проходит процедуру банкротства, во главе компании – конкурсный управляющий Станислав Чесноков. Он установил, что по документам фактическое исполнение контракта составляет 97%, практически все работы по контракту приняты заказчиком без замечаний, а также оплачены. Истинная картина, установленная конкурсным управляющим, несколько иная. Согласно подсчётам, получается, что «Омега» наработала максимум миллионов на семьсот, но получила 1 700 000 000 рублей. И при этом не рассчиталась с субподрядчиками. В реестр уже включены требования кредиторов на 420 миллионов рублей, рассматриваются заявления иных кредиторов ещё на 232 миллиона рублей.

Глава администрации Приозерского района Александр Соклаков невесел: «Мы не финансируем эти работы, не являемся ни заказчиками, ни подрядчиками. До Сосново газопровод построен. Насколько я в курсе. Приозерск в скорректированных планах на 2018 – 2019 год, но от Сосново пока никакого движения нет». Александр Соклаков дипломатичен в формулировках, но очевидно, что на газ в Приозерске рассчитывали всерьез: внутренние сети, построены и пылятся не первый год. 2019 год в планах – скорее всего, фикция.

Но «Газпром инвест» все работы принял и оплатил.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > newizv.ru, 9 ноября 2017 > № 2386980


Евросоюз. Бельгия. Германия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > newizv.ru, 9 ноября 2017 > № 2386955

Еврокомиссия заявила о ненужности проекта "Северный поток — 2"

Европа не нуждается в газопроводе "Северный поток — 2", поскольку в будущем потребление "голубого топлива" в Евросоюзе сократится, говорится в материалах Еврокомиссии.

В Еврокомиссии уверены, что из-за сокращения внутреннего производства и потребления топлива импорт газа в ЕС к 2030 году будет стабильным. В совокупности с уже имеющейся инфраструктурой по импорту газа и ростом конкурентоспособности поставок сжиженного природного газа это делает бессмысленным строительство такой системы, как "Северный поток — 2", пояснили в ЕС.

Однако, Брюссель пообещал и дальше поддерживать транзит российского газа через Украину.

Сегодня Еврокомиссия согласовала поправки к Газовой директиве Евросоюза. Они призваны распространить ключевые принципы энергетического законодательства ЕС на все газопроводы, которые связывают его с третьими странами.

На практике юридические изменения затронут только трубопроводы, попадающие в Евросоюз через морскую границу. Поскольку "Северный поток — 2" пройдёт по морю, на него сейчас не распространяются все правила внутреннего рынка ЕС, третьего энергопакета. Еврокомиссия стремится изменить эту ситуацию. Её предложения ещё должны согласовать Совет ЕС и Европарламент.

Официальный представитель Nord Stream 2 AG ("дочка" "Газпрома", которая реализует "Северный поток — 2") в ЕС Себастьян Сасс заявил, что Еврокомиссия ускоряет процесс принятия поправок в энергетическое законодательство и что это может нанести ущерб инвестициям в инфраструктуру региона.

Проект "Северный поток — 2" предполагал строительство двух ниток общей мощностью 55 миллиардов кубометров газа в год из Ленинградской области через Балтийское море до Германии. Новый трубопровод планировалось построить рядом с "Северным потоком".

Евросоюз. Бельгия. Германия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > newizv.ru, 9 ноября 2017 > № 2386955


Норвегия. Греция. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт. Внешэкономсвязи, политика > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380865

Суд по делу о разрушении причала в порту Приморск танкером Delta Pioneer отложен из-за сомнений в беспристрастности судьи.

Судебное заседание в Арбитражном суде г Санкт-Петербурга и Ленинградской области по делу о навале танкера Delta Pioneer на причал в порту Приморск было отложено до 28 ноября 2017 г.

Об этом стало известно 8 ноября 2017 г.

Причина переноса судебного заседания - отвод судье Н. Корж, который был подан со стороны 1го из ответчиков по делу - компании-оператора судна Delta Tankers.

В отводе указывается, что 26 октября 2017 г судья Н. Корж без вызова сторон определила отказать в приобщении к материалам дела заключения авторитетного специалиста по морскому праву Фалилева П.А., соавтора комментария к Кодексу торгового мореплавания, в котором говорилось о том, что у истца отсутствует такое право залога, в рамках которого он вправе предъявлять требование об обращении взыскания на предмет залога, в то время как именно такое требование заявлено истцом.

Поскольку определение об отказе в приобщении заключения вынесено без вызова сторон, мнение других лиц, участвующих в деле, в том числе компании Delta Tankers, не заслушивалось.

В компании считают, что тем самым было нарушено их право на справедливое судебное разбирательство, что позволяет им сомневаться в беспристрастности судьи.

Также, по информации от ответчиков, без вызова сторон 26 октября 2017 г судья Н. Корж отказала компании Statoil о вступлении в дело в качестве 3го лица.

Statoil является собственником 99 970,797 т нефти марки URALS (REBCO) CRUDE OIL, находящейся на борту танкера Delta Pioneer.

В Statoil посчитали, что решения по спору между Delta Tankers и Транснефтью затронут интересы компании.

Будет ли Statoil обжаловать данное решение суда пока неизвестно.

Напомним, в порту Приморск 20 ноября 2016 г при швартовке танкера Delta Pioneer (флаг Греции) к причалу №1 произошла несанкционированная отдача буксирного троса с лебедки буксира РН Посейдон (буксир от компании Роснефтефлот).

По данным Государственного морского спасательно-координационного центра Росморречфлота России, в результате этого танкер кормой навалило на пал №6 причала №1.

В результате были повреждены 2 секции переходной эстакады причала.

В декабре 2016 г Транснефть подала иск к Delta Tankers в Арбитражный суд г Санкт-Петербурга.

Компания намерена взыскать 3,379 млрд рублей за разрушение причала.

Норвегия. Греция. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт. Внешэкономсвязи, политика > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380865


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380862

Транснефть-Север запустила в работу современную установку по биологической очистке сточных вод на НПС «Грязовец».

Транснефть – Север завершила строительство очистных сооружений на нефтеперекачивающей станции (НПС) «Грязовец» Вологодского РНУ.

Как сообщает Транснефть, компания выполнила проектирование, изготовление и монтаж современной автоматизированной установки биологической очистки сточных вод.

Уникальное техническое сооружение возведено в рамках трехстороннего соглашения между Минприроды РФ, Росприроднадзором и Транснефтью.

Для достижения практически стопроцентной степени очистки, стоки пропускаются через камеры и фильтры.

На 1м этапе загрязненная вода перемешивается и подогревается, в следующей камере происходит расщепление нитратов, а далее - насыщение кислородом.

Излишек осадка поступает в специальные емкости, жидкость пропускают через биофильтр.

Кроме того, в установке предусмотрено внесение химических реагентов для обеспечения очистки воды.

Далее сточные воды проходят через систему, которая обычно используется для очистки питьевой воды – фильтры с кварцевым песком и активированным углем, которые автоматически промываются 2 раза в сутки.

Всем процессом управляет автоматика.

Последний этап очистки – обеззараживание воды ультрафиолетом.

За сутки новая установка биологической очистки сточных вод позволяет очищать до 10 м3 стоков.

В Транснефти уточняют, что в установке используются только экологичные современные технологии.

Например, очистку воды хлором компания заменила на обеззараживание ультрафиолетом.

Согласно полученным лабораторным анализам, очищенная сточная вода полностью безопасна.

На выходе из установки жидкость получается чище, чем в Грязовецком водопроводе.

Работу новой установки на НПС «Грязовец» уже проанализировали представители контролирующих ведомств.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380862


Норвегия. Швеция. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380860

Перевод со шведского на норвежский. Statoil переводит свою долю участия в Харьягинском СРП на норвежскую дочку.

Statoil перевела 30%-ную долю участия в Харьягинском соглашении о разделе продукции (СРП) от шведской дочки Статойл Свериге Харьяга А.Б. норвежской Статойл Харьяга АС.

Об этом стало известно 8 ноября 2017 г из материалов правительства РФ.

Согласно распоряжению правительства, министру энергетики РФ А. Новаку поручено подписать от имени правительства РФ дополнение к СРП, предусматривающее передачу шведской компанией с ограниченной ответственностью Статойл Свериге Харьяга АБ норвежской компании с ограниченной ответственностью Статойл Харьяга АС 30% всех прав и обязательств инвестора по указанному соглашению.

Харьягинское СРП создано для разработки объектов 2 и 3 Харьягинского нефтяного месторождения на территории Ненецкого автономного округа (НАО).

Соглашение вступило в силу 1 января 1999 г со сроком действия 20 лет и правом продления на тех же условиях еще на 13 лет.

Участниками СРП являются Зарубежнефть (20%), Зарубежнефть-добыча Харьяга (оператор проекта, 20%), Статойл Свериге Харьяга А.Б. (30%), Тоталь Разведка Разработка Россия (20%) и Ненецкая нефтяная компания (10%).

В августе 2016 г Тоталь Разведка Разработка Россия передала функции оператора СРП Зарубежнефть-добыча Харьяга.

Харьягинское месторождение уже перешло в позднюю стадию разработки.

По итогам доразведки запасы месторождения были снижены со 125 млн т до 29 млн т.

С 1999 г накопленная добыча по проекту достигла 17,4 млн т нефти.

В настоящее время объем добычи составляет 1,5 млн т/год.

Общие поступления от Харьгинского СРП в бюджетную систему РФ с 1999 г превысили 3 млрд долл США.

Норвегия. Швеция. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380860


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380855

Главгосэкспертиза РФ согласовала проект реконструкции системы магистральных трубопроводов Транснефть-Балтика.

Об этом Главгосэкспертиза сообщила 9 ноября 2017 г.

Проект реконструкции подготовлен в рамках действующей инвестпрограммы Транснефти, направленной на реконструкцию системы магистральных трубопроводов с целью увеличения поставок нефтепродуктов в порт Приморск Ленинградской области.

Реализация проекта обеспечит:

- транспортировку 11,2 млн т/год нефти по системе магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск на участке Второво - Ярославль,

- транспортировку 19,3 млн т/год дизельного топлива по магистральному нефтепроводу (МНП) Горький - Ярославль на линейную производственно-диспетчерскую станцию (ЛПДС).

Проект предусматривает строительство системы измерения количества и качества нефтепродуктов на приеме Головной перекачивающей станции Ярославль.

Также будет проведена реконструкция технологических трубопроводов на ЛПДС Ярославль с целью обеспечения приема нефти в резервуарный парк из МНПП Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск на участке Второво - Ярославль и транзита дизельного топлива из МНП Горький - Ярославль в МНП Ярославль - Кириши-1.

Кроме того, на участке будут сооружены объекты хранения, перевалки нефти и нефтепродуктов и нефтепродуктообеспечения.

Изучив представленные материалы, Санкт-Петербургский филиал Главгосэкспертизы РФ пришел к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям технических регламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация - результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

Россия в последние годы ведет серьезную работу по переориентированию грузопотоков с прибалтийских портов - Вентспилса и Риги - на российские порты в Балтийском море - Усть-Лугу и Приморск.

В связи с этим перед Транснефтью стоит задача обеспечить перевалку дополнительных объемов нефтепродуктов.

Для этого компания реализует инвестпроект Север (Второво - Ярославль - Кириши - Приморск), предусматривающий организацию транспортировки дизельного топлива стандарта Евро-5 в Европу и США.

В 2017 г Транснефть планирует увеличить объем перекачиваемого топлива по 2 МНПП до 17,4 млн т/год, а в 2019-2020 гг - до 25 млн т.

Идут работы и по проекту Юг, предусматривающему экспорт нефтепродуктов через порт Новороссийска.

В сентябре 2017 г завершено строительство магистрального нефтепродуктопровода (МНПП), соединившего Волгоградский нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) ЛУКОЙЛа и ГПС Тингута.

А в октябре 2017 г закончено строительство ГПС Волгоград, которая обеспечит перекачку дизельного топлива класса Евро-5 от Волгоградского НПЗ до ГПС Тингута и далее в порт Новороссийска.

Также в октябре 2017 г Главгосэкспертиза РФ одобрила 2 проекта строительства и реконструкции инфраструктурных объектов проекта Юг.

Ростовский филиал Главгосэкспертизы РФ одобрил проект строительства МНПП, который свяжет Волгоградский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) ЛУКОЙЛа и будущую ГПС в пос Тингута.

Саратовский филиал Главгосэкспертизы РФ одобрил реконструкцию и расширение пропускной способности МНП Куйбышев - Тихорецк и Жирновск - Волгоград.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380855


Россия. СЗФО. УФО > Судостроение, машиностроение. Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380845

Ледокол как современная машина. Атомфлот интересуется ледоколами, работающими на сжиженном природном газе.

Атомфлот прорабатывает возможность создания ледоколов, использующих в качестве топлива сжиженный природный газ (СПГ).

Об этом руководитель Атомфлота В. Рукша сообщил 9 ноября 2017 г.

Перевозки грузов по Северному морскому пути (СМП) стабильно растут.

В будущем ожидается серьезный рост объема перевозок за счет реализации проектов по производству СПГ.

С одной стороны это потребует увеличения объемов ледокольных услуг, а с другой - обращает внимание на возможность использования СПГ как топлива для будущих ледоколов.

В настоящее время идет строительство 3 атомных ледоколов проекта 22220, которые по мере ввода в эксплуатацию будут замещать отработавшие ресурс атомные ледоколы.

Но для полного покрытия перспективных потребностей в ледокольных услугах, по мнению В. Рукши, новых ледоколов будет недостаточно.

Для выполнения экономического плана, особенно в самый напряженный весенний период, Атомфлоту нужны ледоколы, которые можно быстро ввести в работу.

Мы должны иметь ледоколы, которые можно заводить, как современную машину: сел, завел, не понадобился - поставил в гараж, и он стоит до следующей работы, провел аналогию В. Рукша.

Именно такой режим работы могут обеспечить СПГ-ледоколы и Атомфлот в настоящее время прорабатывает экономические и технические вопросы.

СПГ-ледоколы могут быть задействованы для работ в Обской губе и Карском море в непосредственной близости от порта Сабетта и СПГ-завода Ямал СПГ.

Это позволит оперативно бункеровать ледоколы в месте оказания услуг и существенно снизит стоимость топлива для их заправки.

В сентябре 2017 г Атомфлот заказал у финской компании Aker Arctic Technology разработку концептуального проекта линейного ледокола, работающего на сниженном природном газе.

Выбор этой компании Атомфлот объяснил тем, что у Aker Arctic Technology имеется соответствующий опыт.

Планируемая ширина нового ледокола - около 32 м, максимальная осадка 8,5 м.

Запасы сжиженного газа на ледоколе должны составлять около 10 тыс м3. Ледокол будет способен к автономности в течение 20-25 суток.

Судно должно обладать ледовым классом Arc8, то есть способным к работе в сплоченных 1- и 2-летних арктических льдах при их толщине до 2,1 м в зимнее-весеннюю навигацию и до 3,1 м в летнее-осеннюю.

СПГ-ледоколы - тема новая, 1м в мире СПГ-ледоколом стал Polaris, построенный в 2016 г на верфи Arctech Helsinki Shipyard в Хельсинки, принадлежащей Объединенной судостроительной корпорации (ОСК).

Ледокол Polaris

Polaris может использовать в качестве топлива СПГ, а также дизельное топливо.

Судно соответствует ледовому классу PC4 и может пробивать льды толщиной до 1,8 м при скорости до 3,8 узлов.

Технические характеристики:

- длина 110 м, ширина 24,4 м,

- дедвейт 3 тыс т,

- осадка 8 м,

- скорость 17 узлов,

- валовая вместимость 9,3 тыс т,

- автономность 30 дней,

- срок эксплуатации 50 лет.

Россия. СЗФО. УФО > Судостроение, машиностроение. Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 ноября 2017 > № 2380845


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 ноября 2017 > № 2379898

Statoil переоформляет долю в Харьягинском СРП на норвежскую «дочку».

Допсоглашение подпишет глава Минэнерго РФ.

Правительство РФ поручило министру энергетики РФ Александру Новаку подписать дополнение к соглашению о разделе продукции (СРП) на Харьягинском месторождении в Ненецком автономном округе. Дополнение предусматривает передачу шведской компанией «Статойл Свериге Харьяга А.Б.» норвежской компании «Статойл Харьяга АС» 30% доли в СРП. В августе 2016 года компания «Тоталь Разведка Разработка Россия» передала функции оператора СРП компании «Зарубежнефть-добыча Харьяга».

Харьягинское СРП – один из трех действующих в России проектов, реализуемых на основе соглашения о разделе продукции. Это соглашение вступило в силу в январе 1999 года. Его сторонами являются государство в лице Министерства энергетики РФ, а также администрация НАО и инвесторы. С первого августа 2016 года доли участников распределились следующим образом: «Зарубежнефть» – 20%, «Зарубежнефть-добыча Харьяга» (оператор) – 20%, «Статойл Свериге Харьяга А.Б.» – 30%, «Тоталь РРР» – 20% и «Ненецкая нефтяная компания» – 10%.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 ноября 2017 > № 2379898


Россия. ЦФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 8 ноября 2017 > № 2379869

«Роснефть» за 3 года планирует перевалить на экспорт через Усть-Лугу 36 млн нефти.

Услуги по перевалке нефти по итогам конкурсной закупки будет оказывать компания «Транссервис».

«Роснефть» выбрала «Транссервис» (Москва) победителем закупки на оказание услуг по экспедированию нефти, отгружаемой на экспорт в порту Усть-Луга. За 3 года с момента заключения договора «Роснефть» планирует перевалить в порту 36 млн тонн нефти, сообщили в компании.

При начальной цене закупки услуг по экспедированию в 11,2 млн руб. «Транссервис» предложил стоимость своей работы в 60,5 млн руб., второй претендент – «ФЕМТранс» (Находка) указал 99 млн руб.

Россия. ЦФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 8 ноября 2017 > № 2379869


США. Нидерланды. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 7 ноября 2017 > № 2377180

Российский сжиженный газ в Антверпен поставляют танкеры США.

Танкеры, на которых транспортируется газ из Усть-Луги, принадлежат министру торговли США Уилбуру Россу.

Топливо, закупаемое в России, в терминал сжиженного газа в Антверпене поставляют американские танкеры, сообщила газета «Суар», публикуя результаты нового расследования деятельности офшорных компаний, получившем название Paradise Papers. В рамках этого расследования международная журналистская группа ICIJ (International consortium of investigative journalists), финансируемая, в частности, фондами Джорджа Сороса, изучила около 13,5 млн документов о работе офшорных групп.

По данным «Суар», поступающий в бельгийский Антверпен сжиженный газ доставляется четырьмя танкерами, которые принадлежат зарегистрированной на Маршалловых островах компании Navigator Holdings ltd, 31% акций которой, по утверждению участников расследования, принадлежит министру торговли США Уилбуру Россу. Сжиженный газ производства компании «СИБУР» они закупают в российском порту Усть-Луга.

Расследование «Суар» подтверждает слова постпреда РФ при ЕС Владимира Чижова о том, что «по меньшей мере наивно» рассчитывать на приход сжиженного газа из США в терминалы в Европу. Все это свидетельствует о том, что создающиеся в Европе терминалы сжиженного газа, направленные на снижение зависимости стран ЕС от экспорта голубого топлива по российским трубопроводам, на самом деле получают газ не из США, а из ближайшего источника – России. Причем по более высокой цене, чем при трубопроводной транспортировке.

США. Нидерланды. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 7 ноября 2017 > № 2377180


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 3 ноября 2017 > № 2375788

«НОВАТЭК» построит в Усть-Луге гидрокрекинг на 1 млн тонн.

Компания планирует увеличить выпуск светлых нефтепродуктов за счет снижения производства мазута.

«НОВАТЭК» планирует построить установку гидрокрекинга в Усть-Луге. Это следует из документов компании по выбору подрядчика на подготовку площадки. Однако когда и какой мощности будет построена установка в документах не уточняется.

Между тем финансовый директор компании Марк Джетвей еще в конце июля говорил, что компания близка к принятию положительного инвестрешения об увеличении глубины переработки на комплексе для переработки мазута в более светлые нефтепродукты. «Ожидается, что этот проект будет стоить около 20 млрд рублей и будет завершен в 2019 году», – сказал он, отметив, что проект может увеличить нетбэки еще на 20% по сравнению с текущим уровнем рентабельности в 25%.

В результате реализации проекта планируется увеличить выпуск керосина, светлой и тяжелой нафты и газойля за счет снижения производства мазута. Планируемая мощность установки составит не более 1 млн тонн, общая производительность комплекса в 6 млн тонн не изменится.

Комплекс по фракционированию и перевалке стабильного газового конденсата в порту Усть-Луга на Балтийском море, введенный в эксплуатацию в 2013 году, позволяет перерабатывать стабильный газовый конденсат в легкую и тяжелую нафту, керосин, дизельную фракцию и компонент судового топлива (мазут) и отгружать готовую продукцию на экспорт морским транспортом. Комплекс также позволяет переваливать стабильный газовый конденсат для его поставки на экспорт.

В 2016 году комплекс переработал 6,9 млн тонн стабильного газового конденсата и произвел 6,78 млн тонн товарной продукции, в том числе 4,2 млн тонн легкой и тяжелой нафты, почти 1 млн тонн керосина, 1,6 млн тонн дизельной фракции и компонента судового топлива (мазута).

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 3 ноября 2017 > № 2375788


Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375678

Норвежцы в деле. Севзапнедра подвели итоги аукциона на 4 углеводородных участка недр в республике Коми.

В республике Коми подведены итоги аукционов на 3 углеводородных участка недр. 2 из них получила компания, контролируемая норвежской Araca Energy.

Департамент по недропользованию по Северо-Западному федеральному округу сообщил о результатах открытых аукционов 3 ноября 2017 г.

Всего на аукцион было выставлено 4 участка недр - Айювинский, Восточно-Седъельский, Средне-Седъельский и Сунаельский.

Аукционы на Айювинский и Восточно-Седъельский участки недр выиграла Геотехнология, дочка Araca Energy.

Айювинский участок недр расположен в 55 км севернее г Сосногорск, ближайший населенный пункт - пос Керки.

Площадь участка недр составляет 715,5 км2.

Извлекаемые локализованные ресурсы нефти по категории DЛ составляют 0,3 млн т, перспективные ресурсы нефти по категории D1 - 0,2 млн т и газа по категории D1 - 0,6 млрд м3.

По итогам торгов Геотехнология получила право геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на Айювинскиом участке недр.

Разовый платеж составил 1,17 млн руб.

Срок действия лицензии - 25 лет.

Восточно-Седъельский участок недр находится на территории Ухтинского и Ижемского районов республики Коми.

Площадь участка составляет 157,8 км2, запасы нефти по категории Д1 оцениваются в 1,6 млн т.

Компания получила право на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья на Восточно-Седъельском участке недр.

Разовый платеж оказался чуть выше - 1,32 млн руб.

Лицензия также будет выдана на 25 лет.

Геотехнология владеет лицензиями на разведку и добычу на 80 месторождениях в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на территории республики Коми.

Помимо Геотехнологии, у Araca Energy есть еще 1 актив в республике Коми - компания Тимана, владеющая лицензиями на разведку и добычу на Среднеседьельском, Западно-Ухтинском, Нижнечутинском и др месторождениях.

Кроме того, у компании есть лицензии в Дагестане - на разведочные блоки Изербаш и Сулак в Каспийском море.

Araca Energy приобрела 27,5% акций Тимана в 2015 г с возможностью увеличения своей доли до 63,4%.

В 2016 г Araca Energy приобрела еще 2 российские компании - Геопромнефть и Петрарко.

Петрарко занимается добычей газа, нефти и газового конденсата, переработкой углеводородного сырья, реализацией готовой продукции.

Компании принадлежат лицензии на 7 участков недр в Оренбургской области.

Геопромнефть обладает запасами в размере 11,9 млн т нефти по категории C1+C2 на Клинцевском месторождении в Саратовской области, открытом в 2013 г.

Аукцион на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на Средне-Седъельском участке недр выиграла Кулебра Петролеум Инвест, зарегистрированная в июле 2016 г.

Компания на 100% принадлежит частному лицу - А. Зубову.

Компания предложила за Средне-Седъельский участок недр разовый платеж в размере 560 тыс руб.

Лицензия будет выдана на 25 лет.

Средне-Седъельский участок недр находится в 45 км от г Ухта (ближайшие населенные пункты - пос Седью, Кэмдин, Лайково).

Площадь участка недр составляет 506,9 км2.

На 1 января 2016 г по Средне-Седъельскому участку недр запасы и перспективные ресурсы не учитывались.

Извлекаемые перспективные ресурсы нефти оценены по категории D1 оцениваются в 0,4 млн т, ресурсы газа по категории D1 - 0,5 млрд м3.

Еще 1 аукцион - на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья на Сунаельском участке недр - признан несостоявшимся в связи с отсутствием заявок.

Сунаельский участок недр расположен в 90 км от г Печора.

Площадь участка составляет 99,5 км2.

На 1 января 2016 г по участку недр учитывались извлекаемые запасы нефти по категории С1 в размере 0,51 млн т.

Перспективные ресурсы нефти по категории D1 оценены в 0,3 млн т.

Норвегия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375678


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375677

Уровень газификации Вологодской области к 2025 г планируется увеличить на 10%.

В Вологодской области к 2025 г планируется увеличить уровень газификации почти на 10%.

Об этом 1 ноября 2017 г сообщил губернатор Вологодской области О. Кувшинников по итогам встречи с гендиректором Газпром межрегионгаза К. Селезневым.

В настоящее время в Вологодской области магистральным природным газом обеспечены 15 муниципалитетов из 26.

Уровень газификации региона составляет 63%, что ниже среднероссийского показателя в 67,2%, но незначительно.

Общее количество газифицированных домохозяйств превышает 350 тыс.

Однако, этот уровень достигнут во многом благодаря тому, что к газу подключены крупнейшие города региона, а вот в сельской местности ситуация гораздо сложнее.

Газификация жилого фонда в сельской местности составляет 22,2%, тогда как в среднем по России уровень газификации на селе составляет 57%.

На текущий момент к природному газу подключен 271 населенный пункт в Вологодской области - чуть более 3% от общего количества поселков, деревень, сел и городов региона.

Газифицированы 17 городов и поселков городского типа, а также 254 сельских поселений.

К 2025 г уровень газификации Вологодской области должен достичь 72%.

Для этого необходимо проделать большой объем работы.

Объем инвестиций Газпром в газификацию Вологодской области на период до 2025 г запланирован в объеме более 10 млрд руб.

В настоящее время Газпром завершает проектирование газопроводов-отводов к 6 районам и с начала 2018 г приступает к их строительству.

Предстоит построить более 500 км газопроводов.

Вологодская область - важный транзитный регион для Газпрома.

По системе газопроводов в Вологодской области перекачивается более 150 млрд м3/год природного газа.

При этом местными жителями региона и промышленными предприятиями используются только 6 млрд м3/год газа.

В 2011-2016 гг объем инвестиций Газпрома с учетом дочек в Вологодской области составил около 208 млрд руб.

В частности, были построены участки газопроводов Грязовец - Выборг, СРТО - Торжок, Ухта - Торжок, проведено расширение Грязовецкого газотранспортного узла, началась реконструкция компрессорных станций (КС) Грязовец, Юбилейная, а на КС Нюксеница - завершена.

На 2017 г были заявлены инвестиции в развитие газотранспортных мощностей на территории региона в размере 32,8 млрд руб.

В т.ч, для продолжения работ по строительству участка магистрального газопровода (МГП) Ухта - Торжок - 2, реконструкции КС Грязовец и Юбилейная.

В феврале 2017 г в рамках РИФ-2017 Газпром и руководство Вологодской области подписали договор о сотрудничестве до 2019 г.

Документ предусматривает дальнейшее взаимодействие в рамках комплексного развития систем газоснабжения и газораспределительной сети Вологодской области, а также реализации программы строительства, реконструкции и модернизации теплоэнергетических объектов.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375677


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375666

Росгеология начала аналитические исследования керна Северо-Новоборской параметрической скважины.

Сотрудники Камского научно-исследовательского института комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин (КамНИИКИГС, входит в Росгеологию) приступили к лабораторно-аналитическим исследованиям керна и пластовых флюидов параметрической скважины Северо-Новоборской.

Об этом 3 ноября 2017 г сообщает Росгеология.

Бурение объекта с проектной глубиной 2300 м, проектным горизонтом R3 ведет дочка Росгеологии - НПЦ Недра.

Работы выполняются по государственному контракту, заключенному в августе 2016 г.

Заказчиком выступает Департамент по недропользованию по Северо-Западному федеральному округу.

Завершить проект планируется к концу 2018 г.

Специалистами КамНИИКИГС на данном этапе будут изучены коллекторские свойства пород и качество покрышек в пределах нефтегазоперспективных комплексов, определена геохимическая характеристика пород и флюидов вскрытого скважиной разреза.

На исследовании находятся 144 образца, отобранных с интервала глубин 720,49-1304,17 м.

Результаты позволят уточнить геологическое строение разреза осадочного чехла северной части Ижма-Печорской впадины, оценить перспективы нефтегазоносности территории и обосновать новые направления геологоразведочных работ (ГРР) на углеводородное сырье, которые будут рекомендованы к постановке.

Ижма-Печорская впадина расположена между Тиманской грядой на западе, дислокациями Печоро-Колвинского авлакоге-на на востоке, впадинами Предуральского краевого прогиба на юге.

С запада и востока она ограничена системой разломов фундамента.

На западе - Ижемский сброс, на востоке - Припечорская зона разломов с амплитудами смещения поверхности фундамента 500 - 800 м, выраженными в отложениях платформенного чехла крутыми флексурами.

Во впадине фиксируются крупные и сравнительно пологие Омра-Сойвинский, Велью-Тэбукский и другие уступы, осложненные локальными поднятиями.

Граница Ижма-Печорской впадины с Печоро-Колвинским авлакогеном отчетливо фиксируется по серии кулисообразно расположенных разломов фундамента амплитудой до 2 км.

Ижма-Печорская впадина протягивается на 800 км при ширине до 200 км.

Мощность осадочных образований в ее пределах увеличивается с севера на юго-восток от 1 до 5 км.

На юге Ижма-Печорской впадины выделяются Ухтинская, Ижма-Омринская, Омро-Сойвинская и Тэбукская зоны нефтегазонакопления.

В Ухтинской зоне выявлено 3 месторождения: нефтяные Чибьюское и Ярегское и газовое Верхнечутинское.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 ноября 2017 > № 2375666


Белоруссия. Латвия. Литва. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > camonitor.com, 2 ноября 2017 > № 2377264

Россия и Беларусь планируют уход из Прибалтики

Российско-белорусский энергетический спор первой половины 2017 г. без всякого сомнения станет эталонной схемой разрешения конфликтов, в которых переплетены не только государственные интересы двух сторон, но и целые сектора энергетики и экономики. Разногласия по поводу цены на газ были урегулированы ($132 за 1000 куб. м), поставки нефти в Беларусь были возобновлены с перспективой на выход к прежним объемам (24 млн т в год), был выделен кредит в $700 млн для проведения реструктуризации белорусской задолженности перед Москвой. На фоне этих событий Москва предложила Минску перенаправить экспорт нефтепродуктов, произведенных на Мозырском и Новополоцком нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), из Прибалтики в российские порты. Эта мера со временем преобразует облик торговли во всем прибалтийском регионе.

Россия уходит из Прибалтики

Переориентация потоков нефтепродуктов из прибалтийских портов Латвии, Литвы и Эстонии в пользу Приморска и Усть-Луги уже началась со стороны России. После того, как с началом геополитических распрей в 2014 г. об этом стали появляться слухи, в 2016 г. представители «Транснефти» подтвердили, что к 2018 г. весь товарный поток будет переориентирован на российские порты.

С увеличением пропускной способности нефтепродуктопровода Второво-Ярославль-Кириши-Приморск до 25 млн т в год и расширением до аналогичного показателя возможностей перевалки в Приморске (на который придется основная доля прироста грузооборота) будут устранены последние крупные логистические помехи на пути к реализации указанной цели. Параллельно «Трансенфть» строит нефтепродуктопроводную систему «Юг». В рамках нее к концу 2017 г. терминал Шесхарис возле Новороссийска будет соединен с Волгоградом, а к 2020 г. будет достроен и участок Самара-Волгоград.

Таким образом, переориентация потоков вписывается в общую российскую канву «локализации» экспорта нефти и нефтепродуктов. Поставки дизельного топлива (см. График 1) из прибалтийских портов упали за первые 9 месяцев 2017 г. почти на четверть по мере того, как российские компании перенаправляют потоки на «домашние» порты. Однако Беларусь традиционно торгует нефтепродуктами через прибалтийские терминалы, имеет там ряд долгосрочных контрактов.

Переброска белорусских нефтепродуктов из Прибалтики в Россию

Поставки дизельного топлива из Беларуси осуществляются через Вентспилс и Ригу, бензина и мазута – в основном через Вентспилс и Клайпеду. Принимая во внимание, что в Беларусь российская нефть поставляется на беспошлинной основе, белорусские нефтяники нашли выгодный способ для сбыта нефтепродуктов. Более того, с 2015 г. Беларусь не выплачивает Москве таможенные пошлины за нефтепродукты, произведенные из российской нефти.

Москва не против продолжать беспошлинные поставки нефти на НПЗ Беларуси, однако отмечает важность использования российских портов при транзите произведенных нефтепродуктов. Белорусской стороне предлагаются дополнительные «бонусы» с целью смягчения последствий перехода.

После того как предложенная РЖД в 2016 г. скидка -25% на транспортировку нефтепродуктов не возымела желанного результата, в 2017-2018 гг. она была увеличена до -50% от стандартного железнодорожного тарифа. При этом РЖД готова перевозить до 5 млн т нефтепродуктов из Беларуси ежегодно.

Причины предоставления скидки состоят в том, что общие транспортные издержки экспорта белорусских нефтепродуктов через порты Латвии и Литвы были значительно ниже, чем через российские порты. Так, Новополоцкий НПЗ связан с терминалом в Вентспилсе нефтепродуктопроводом, в то время как экспорт нефтепродуктов через Россию может пока осуществляться лишь железной дорогой.

Принимая во внимание, что в течение последних месяцев стороны не выдвигали идею о строительстве нефтепродуктопровода до Приморска или Усть-Луги, железная дорога пока станет по умолчанию основным видом транспортировки для белорусских нефтепродуктов.

Масштабная программа РЖД по расширению мощностей ж/д транспортировки и планы группы «Сумма» по строительству нового нефтепродуктового терминала в Приморске существенным образом расширят возможности экспорта через этот порт. Аналогичные меры предусмотрены и для порта Высоцк с прицелом на увеличение возможного грузооборота в этих двух портах до 15,2 млн т и 6,6 млн т соответственно.

При этом следует отметить, что технологическая оснащенность терминалов играет весомую роль в выборе необходимого порта. Например, нефтеналивной терминал в Вентспилсе предлагает услуги по смешиванию (блендингу) светлых нефтепродуктов. Однако в том же Приморске нефтепродукты принимаются лишь с 2007 г. Поэтому дальнейшее технологическое совершенствование прибалтийских портов России – лишь вопрос времени.

Москве и Минску необходимо найти оптимальный вариант взаимодействия в рамках беспошлинной торговли нефтью и общего рынка нефти, выстраиваемого под эгидой Евразийского экономического союза.

Предложенный российской стороной вариант, рассмотренный выше, сегодня уже вполне жизнеспособен. В будущем он станет еще выгоднее за счет дополнительных работ: расширения ж/д путей, перевода тарифов в российских портах на рубли (как предполагается, с 2018 г.), технологического усовершенствования портов. Все это – необходимые шаги для создания здорового фундамента будущих сделок и контрактов.

Что будет с Прибалтикой

Для прибалтийских стран последствия будут болезненными. В наибольшей степени от перенаправления товарных потоков пострадает Латвия, так как 80% прокачки нефтепродуктов (порядка 5,5 млн т в год) через ее железные дороги приходилось именно на долю Беларуси.

Впрочем, прибалтийским странам не привыкать к перспективе сужения маневренного пространства. После того как порт в Усть-Луге обескровил Таллиннский порт, грузооборот которого стабильно падает на 10-15% в год, данный расклад лишь усилит тенденцию на «локализацию» экспорта нефти и нефтепродуктов не только в пределах России, но и на пространстве ЕАЭС.

Что касается объема поставок российской нефти в Беларусь за 2017 г., сторонам вряд ли удастся достичь обещанного уровня в 24 млн т в год (за период январь-август было поставлено лишь 12,1 млн т). Однако в случае отсутствия резких движений стороны уже в 2018 г. смогут вернуться к стандартному (см. График 2) объему поставок в 22-23 млн т.

*данные за 2017 год включают в себя только период январь-сентябрь.

Поставки российской нефти в Беларусь в 2007-2017 гг. (млн тонн)

*данные за 2017 год включают в себя только период январь-август.

Виктор Катона, специалист по закупкам нефти MOL Group (Венгрия)

Источник – Евразия.Эксперт

Белоруссия. Латвия. Литва. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > camonitor.com, 2 ноября 2017 > № 2377264


Турция. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 2 ноября 2017 > № 2374114

Газпром в 2017 г увеличит инвестиции в строительство газопровода Ухта-Торжок - 2 до 81,2 млрд рублей.

В 2017 г Газпром увеличит инвестиции в ряд проектов, среди которых магистральный газопровод (МГП) Сила Сибири-1, МГП Ухта-Торжок-2 и МГП Турецкий поток.

Такое решение было принято по итогам заседания совета директоров компании в октябре 2017 г.

Инвестиционная программа Газпрома на 2017 г составляла 911 млрд рублей.

В октябре 2017 г было принято решение об ее увеличении до 1,1 трлн рублей.

Общий объем инвестиций в проекты капитального строительства в 2017 г составит 738,5 млрд рублей, из них в объекты по транспортировке газа - 420,5 млрд рублей.

В частности, Газпром принял решение увеличить вложения в строительство МГП Ухта-Торжок - 2 на 30,7% - до 81,2 млрд рублей.

Кроме того, совет директоров компании почти в 2 раза увеличил финансовые вложения в строительство газопровода Турецкий поток - до 92,8 млрд рублей.

Между тем, инвестиции в МГП Северный поток-2 в 2017 г будут снижены на 7,5% - до 102,4 млрд рублей.

В компании пояснили, что это связано со снижением курса евро к рублю.

Турция. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 2 ноября 2017 > № 2374114


Норвегия. США. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 2 ноября 2017 > № 2374083

Больше не Western Neptune. Купленное Росгеологией научно-исследовательское судно получило имя Академик Примаков.

Новое научно-исследовательское судно (НИС) Росгеологии получило имя Академик Примаков в честь российского политического деятеля Е. Примакова.

Торжественная церемония имянаречения нового НИС Росгеологии состоялась 31 октября 2017 г в г Мурманске.

В мероприятии приняли участие вице-премьер РФ А. Хлопонин, гендиректор Росгеологии Р. Панов и И. Примакова, вдова Е. Примакова.

Евгений Максимович начинал свою биографию с бакинского военно-морского училища. И это символично, что новое научно-исследовательское судно названо в честь академика Примакова, сказала И. Примакова, которая стала крестной матерью судна.

Ранее НИС Академик Примаков носило имя Western Neptune.

Соглашение о приобретении судна было заключено между Севморнефтегеофизикой (СМНГ), дочкой Росгеологии, и Schlumberger в рамках ПМЭФ в июле 2017 г.

Финансовым партнером сделки по приобретению НИС Академик Примаков выступил Банк ВТБ, открывший Росгеологии кредитную линию на 7 лет с лимитом 3 млрд руб.

Судно Western Neptune было построено в 1999 г на верфи Ulstein Verft AS в Норвегии.

Технические характеристики судна:

- длина 92,5 м, высота 32,7 м, ширина 23 м,

- средняя осадка - 7,3 м,

- высота борта - 9 м,

- дедвейт 4538 т,

- скорость движения - 15 узлов,

- тяговое усилие - 150+ т.

- экипаж - 68 человек.

Отметим, что НИС Western Neptune относится к модели UT 753, разработаной по технологии Ulstein Ship Technology AS с требованиями максимальной бесшумности при высокой сейсмической мощности.

На судне установлено оборудование для сейсморазведки Q-Marin.

Особенностью технологии Q-Marine является использование калиброванных датчиков, откалиброванных источников, откалиброванных позиций и управляемых стримеров.

Это обеспечивает исключительное качество изображения и повторяемость.

Судно способно буксировать до 16 сейсмических кос, обеспечивая высокую суточную производительность, что важно для работы в короткий полевой сезон на Арктическом шельфе.

Также судно снабжено вычислительным комплексом, позволяющим проводить экспресс-обработку геофизических данных в море.

Росгеология в настоящее время модернизирует свой сейсморазведочный флот.

Это позволит нарастить технологический потенциал, повысить конкурентоспособность и реализовать приоритеты российской геологоразведочной отрасли.

До приобретения НИС Western Neptune сейсморазведочный флот СМНГ насчитывал 5 судов - Академик Немчинов, Академик Шатский, Академик Лазарев, Профессор Рябинкин и Гео Арктик.

До приобретения Western Neptune НИС флагманом морской российской геофизики был Академик Немчинов.

Судно старше Western Neptune, оно построено в 1988 г, но в 1997 г существенно модернизировано для проведения сейсморазведочных работ 3D.

В 2005 г НИС Академик Немчинов был оснащен приеморегистрирующей системой компании Sercel, включающей в себя регистрирующую станцию Seal Digital System 24 bit и сейсмические цифровые косы Seal Fluid digital streamers (4x6000м).

НИС Академик Примаков позволит ускорить исследование и освоение ресурсов прибрежных зон, а также российского арктического шельфа.

За счет нового приобретения, СМНГ сможет усилить свои позиции на внутреннем и внешнем сервисных рынках.

СМНГ предоставляет услуги в области морских сейсмических исследований, цифровой обработки и интерпретации сейсмических данных по всему миру.

Объем сейсморазведочных работ СМНГ превышает 1 млн км 2D и 50 тыс км3 3D-сейсмики в мире, а на арктическом шельфе - 500 тыс км 2D и 20 тыс км3 3D-сейсмики.

Норвегия. США. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 2 ноября 2017 > № 2374083


Китай. СФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Металлургия, горнодобыча > oilcapital.ru, 31 октября 2017 > № 2369992

Отгружены трубы для подводного перехода газопровода «Сила Сибири» в Китай.

Подводный переход соединит российский участок проекта с китайской газотранспортной системой.

Ижорский трубный завод (входит в «Северсталь») в Санкт-Петербурге отгрузил трубы диаметром 1420 мм для строительства подводного перехода газопровода «Сила Сибири». Трубы изготовлены из стали класса прочности К65.

Подводный переход соединит российский участок проекта с китайской газотранспортной системой. По данным пресс-службы компании, две нитки подводного перехода протяженностью около 1,1 тыс. метров каждая будут пролегать в тоннелях под рекой Амур в районе Благовещенска. Строительство объекта осуществляет трубопроводное бюро Китайской национальной нефтегазовой корпорации (CNPC, China Petroleum Pipeline).

Ижорский трубный завод, один из ведущих российских производителей труб большого диаметра, отгрузил для строительства около 2,7 тыс. тонн своей продукции. Ранее завод поставил трубы для участков газопровода, пересекающих зоны активных тектонических разломов.

Строительство газопровода «Сила Сибири» ведет «Газпром». По этому трубопроводу газ с месторождений Восточной Сибири (Чаяндинского в Якутии и Ковыктинского в Иркутской области) будет транспортироваться как на внутренний российский рынок, так и на экспорт в Китай. Поставки газа в Китай должны начаться 29 декабря 2019 года.

Китай. СФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Металлургия, горнодобыча > oilcapital.ru, 31 октября 2017 > № 2369992


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 30 октября 2017 > № 2369461

ФАС разрешила «Транснефти» приобрести блокирующий пакет акций в порте Усть-Луга.

Цена сделки пока не афиширована, но Транснефть стремится к контролю над Усть-Лугой.

ФАС одобрила ходатайство «Транснефти» о покупке 25% акций плюс одна голосующая акция в уставном капитале «Усть-Луга Ойл». ФАС России рассмотрела ходатайство «Транснефть – Балтика» и приняла решение об удовлетворении данного ходатайства, сообщила служба. «Усть-Луга Ойл» – владелец и оператор крупнейшего в Европе терминала, осуществляющего перегрузку нефтепродуктов с железнодорожного транспорта на морские танкеры.

Официальный представитель «Транснефти» Игорь Демин не стал комментировать возможную цену сделки, а также с кем идут переговоры о покупке. Он объяснил заинтересованность компании в доле наличием общей инфраструктуры. «Логично, что мы приобретаем часть акций непосредственно порта. Сейчас появилась возможность, и мы пытаемся ее реализовать», – сказал Демин, отметив, что компания заинтересована во влиянии на развитие портов, в которых она работает.

«Сейчас из периода модернизации выходят НПЗ, на рынке ориентировочно появится 40 млн тонн дизтоплива, и перед нами будет стоять задача обеспечить перевалку большей части этого объема. Чтобы проще было принимать правильные решения, в том числе и в Усть-Луге, мы хотели бы влиять на них, в том числе и через владение акциями», – отметил он.

Порт Усть-Луга – конечная точка Балтийской трубопроводной системы-2 (БТС-2). В 2017 году порт планирует перевалить 31,7 млн тонн нефти.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 30 октября 2017 > № 2369461


Россия. СЗФО. ПФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 октября 2017 > № 2369455

Качество экспортируемой нефти по трубопроводу «Дружба» в 2018 году не изменится.

Ранее эксперты опасались, что содержание серы превысит нормативы.

Консультации по вопросу содержания серы в нефти, экспортируемой по нефтепроводу «Дружба», проведенные с нефтекомпаниями, «Транснефтью» и Минэнерго РФ, позволяют рассчитывать, что в 2018 году качество нефти, поставляемой по этому трубопроводу, не изменится, сообщил журналистам замглавы ФАС Анатолий Голомолзин в кулуарах конференции «Антимонопольное регулирование». «Мы ожидаем, что будет поддерживаться стабильный параметр», – сказал Голомолзин, отвечая на вопрос, оправданы ли опасения, что содержание серы в нефти, экспортируемой по нефтепроводу «Дружба», в 2018 году может вырасти.

Между тем, по данным экспертов, которые присутствовали на совещании в ФАС по вопросу содержания серы, считают, что содержание серы в нефтяном трубопроводе «Дружба» может в 2018 году достичь 1,8%. Сейчас норматив на максимальное содержание серы в трубопроводе для марки Urals составляет 1,6%.

«Транснефть» предложила Минэнерго сформировать новый экспортный сорт нефти под рабочим названием Urals Heavy. Компания готова сформировать объем высокосернистой нефти с содержанием серы в 2,3% до 30 млн тонн с поставкой через Усть-Лугу. Этот поток высокосернистой нефти в направлении Усть-Луги предполагалось формировать из Ульяновской, Оренбургской и Самарской областей, а также Башкирии.

В марте первый замглавы Минэнерго РФ Алексей Текслер отмечал, что министерство не считает нужным возвращаться к вопросу выделения отдельного потока для транспортировки тяжелой нефти, поскольку качество нефти растет. По его мнению, решение о выделении отдельного потока приведет к существенным потерям бюджета.

В России существует несколько основных сортов нефти: тяжелая смесь Urals (цена рассчитывается с дисконтом от Brent), легкая нефть Siberian Light (добывается в Ханты-Мансийском АО), ESPO (марка восточносибирской нефти). Другие российские сорта: REBCO, Sokol (Сахалин-1), Vityaz (Сахалин-2), арктический сорт ARCO (месторождение Приразломное, разрабатываемое «Газпром нефтью»).

Россия. СЗФО. ПФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 октября 2017 > № 2369455


Китай. СФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Металлургия, горнодобыча > neftegaz.ru, 30 октября 2017 > № 2369289

Ижорский трубный завод отгрузил трубы для подводного перехода газопровода Сила Сибири-1.

Ижорский трубный завод, дочка Северстали, отгрузил трубы большого диаметра (ТБД) для строительства подводного перехода магистрального газопровода (МГП) Сила Сибири-1.

Отгрузка около 2,7 тыс т ТБД продукции была произведена была произведена из Санкт-Петербурга.

Завод произвел и поставил трубы диаметром 1420 мм из стали класса прочности К65.

Для доставки продукции к месту укладки трубопровода предприятие использовало мультимодальную систему, обеспечив перевозку труб железнодорожным и водным транспортом.

Подводный переход МГП Сила Сибири-1 соединит российский участок проекта с газотранспортной системой (ГТС).

2 нитки подводного перехода протяженностью около 1100 м каждая будут пролегать в тоннелях под р Амур в районе г Благовещенск.

Строительство объекта осуществляет China Petroleum Pipeline, трубопроводное бюро CNPC.

Ижорский трубный завод имеет серьезный опыт поставок проката и труб для МГП Силы Сибири-1, в т.ч для наиболее сложных участков газопровода.

В 2017 г Ижорский трубный завод произвел и поставил ТБД для участков газопровода Сила Сибири-1, пересекающих зоны активных тектонических разломов.

Такие трубы способны выдерживать повышенные деформации и сохранять устойчивость при активном сейсмическом воздействии.

В мае 2017 г Ижорский трубный завод, в числе 1х российских производителей ТБД, получил сертификаты ИНТЕРГАЗСЕРТ, подтверждающие соответствие систем менеджмента качества предприятий стандарту Газпрома.

Строительство МГП Сила Сибири-1 идет полным ходом.

К концу августа 2017 г было построено около 979 км газопровода, что составляет 45% от общей протяженности первоочередного участка от Чаяндинского месторождения до Благовещенска.

До конца 2017 г будет построено более 1300 км газопроода.

Общая протяженность газопровода составит около 4 тыс км, его работу будут обеспечивать 8 компрессорных станций (КС) общей мощностью 1331 МВт.

Напомним, что договор о поставках российского газа в Китай по Восточному маршруту (Сила Сибири-1) Газпром и CNPC подписали в мае 2014 г.

Договор заключен на 30 лет и предполагает поставку 38 млрд м3/год российского газа в Китай.

Ожидается, что поставки газа в Китай начнутся 20 декабря 2019 г.

Китай. СФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Металлургия, горнодобыча > neftegaz.ru, 30 октября 2017 > № 2369289


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2364811

Своевременная сделка. ФАС одобрила покупку Транснефтью блокирующего пакета в терминале в порту Усть-Луга.

ФАС РФ одобрила ходатайство Транснефти-Балтика, дочки Транснефти, о приобретении 25%+1 голосующей акции в уставном капитале Усть-Луга Ойл.

Об этом ФАС сообщила 27 октября 2017 г.

Усть-Луга Ойл является владельцем и оператором терминала, осуществляющего перегрузку нефтепродуктов с железнодорожного транспорта на морские танкеры, в морском торговом порту Усть-Луга в Ленинградской области.

Порт Усть-Луга является конечной точкой Балтийской трубопроводной системы-2 (БТС-2).

В 2017 г порт планирует перевалить 31,7 млн т нефти.

Планы по приобретению Транснефтью доли участия в Усть-Луга Ойл выглядит логично в свете переориентирования экспортных потоков нефтепродуктов из прибалтийских портов в российские.

К тому же российские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) выходят из периода реконструкции, в связи с чем на рынок будет дополнительно поставлено около 40 млн т дизельного топлива.

Кроме того, на российские порты могут переключиться белорусские НПЗ, если такие договоренности будут достигнуты.

В связи с этим перед Транснефтью стоит задача обеспечить перевалку дополнительных объемов нефтепродуктов.

Приобретение блокпакета в Усть-Луге позволит Транснефти влиять на специализацию порта под задачи компании.

Тем более, что Транснефть уже владеет долей участия Невской трубопроводной компании, которую с портом связывает общая инфраструктура.

Сделка пока находится на начальном этапе.

Акционерами Усть-Луга Ойл являются Толинг (74%), Capefar Limited, структура Gunvor (26%).

У кого Транснефть планирует приобрести долю участия в порту, не указывается.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2364811


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2364808

Транснефть получила от Банка России аккредитацию в качестве оператора товарных поставок на СПбМТСБ.

Банк России аккредитовал Транснефть в качестве оператора товарных поставок на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже (СПбМТСБ).

Об этом 27 октября 2017 г сообщает компания.

Такое решение Банк России принял 26 октября 2017 г.

Хотя решение должно было быть принято еще в начале октября 2017 г.

Начало работы запланировано на ноябрь 2017 г.

Замглавы ФАС РФ А. Голомолзин, отметил, что это событие одно из наиболее значимых для рынка нефти и нефтепродуктов.

По его словам, будучи оператором товарной поставки, она Транснефть стала единым базисом, на котором будут конкурировать не один и не два нефтеперерабатывающих завода, а фактически все заводы, которые присоединены к трубе.

Это означает существенное повышение конкуренции в РФ для рынка наличного товара, а для рынка производных инструментов еще более важное событие, потому что сейчас компания использует современный механизм, например, свопов.

Как заявил замглавы ФАС РФ, можно сделать так, чтобы товар, проданный на бирже на спотовом рынке и на форвардном рынке, будучи проданным, одновременно мог бы быть поставлен.

Это означает, что ценообразование и условия физической поставки нефти и нефтепродуктов в РФ кардинальном образом поменялись, и это совершенно новое качество работы этого рынка.

СПбМТСБ является крупнейшей товарной биржей России, организуя торги реальным товаром и срочными контрактами.

На основе сделок, заключенных в ходе торгов, СПбМТСБ ежедневно рассчитывает и публикует значения индексов нефтепродуктов.

В состав учредителей биржи, в частности, входят: Транснефтепродукт, Транснефть, Роснефть, Газпром нефть, Зарубежнефть, Сургутнефтегаз.

Транснефть оказывает услуги в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов в РФ и за ее пределы.

Компания владеет около 69 тыс км магистральных нефтепроводов (МНП).

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > neftegaz.ru, 27 октября 2017 > № 2364808


Германия. СЗФО. ЦФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364334

Компания ГЕА подвела итоги участия в Петербургском Международном Газовом Форуме 2017.

Группа компаний ГЕА в России, являющаяся одним из крупнейших производителей комплексных решений и оборудования для нефтегазовой промышленности, приняла участие в VII Петербургском Международном Газовом Форуме, ежегодно привлекающем крупнейшие компании нефтегазового сектора. C 3 по 6 октября 11500 специалистов топливно-энергетического комплекса из 43 стран мира приняли участие в работе VII Петербургского Международного Газового Форума, который прошел в конгрессно-выставочном центре «Экспофорум».

На стенде компании ГЕА была представлена информация по дожимным компрессорным станциям ГЕА Сириус, установкам охлаждения газа, блочным пунктам подготовки газа, производимым в России, а также по решениям GEA для КПГ и СПГ и др.

Компания ГЕА обладает всеми необходимыми ресурсами в России для осуществления полного комплекса работ в различных отраслях промышленности: нефтегазовая, химическая, пищевая, и другие.

Компания имеет 3 производственные площадки в России. В г.Климовске, Московской области производится холодильное, компрессорное и технологическое оборудование.

Президент труппы компаний ГЕА в России о производстве в Климовске:

«Выпускаемое в Климовске оборудование для российского рынка, по большей части предназначено для нефтегазовой отрасли. Сердцем же установок, производимых в России, являются наши винтовые компрессоры GEA Grasso, которые производятся в Германии серийно. Компрессоры отличаются современной конструкцией, запатентованным профилем винтовой пары и рядом других особенностей, обеспечивающих их эффективность. Винтовые компрессоры используются как для сжатия различных газов, так и для компримирования хладагентов в промышленных холодильных установках, с помощью которых охлаждают различные среды в разных отраслях – от нефтегазовой до пищевой.

Вообще, предлагаемое нами в России оборудование можно назвать хорошей комбинацией западного подхода к проектированию с постоянным поиском решений и компонентов, которые доступны на российском рынке. То есть, мы пользуемся международным опытом концерна GEA и вместе с тем проектируем и производим установки с максимальной степенью локализации. Так, доля российских комплектующих и материалов в установках, производимых в России, составляет более 75 процентов.

А, следовательно, с одной стороны, мы отвечаем требованиям рынка, как по качеству оборудования, так и по его стоимости, с другой стороны, наши клиенты всегда могут рассчитывать на то, что они получают оборудование мирового класса, произведенное в России.»

Не ограничиваясь изготовлением и поставками оборудования, компания осуществляет шефмонтаж, пуско-наладку и полное сервисное обслуживание оборудования на протяжении всего срока службы. Инспекционные осмотры, техническое обслуживание объектов, а также поставка запасных частей к действующему оборудованию, текущий и капитальный ремонты, инструментальный энергоаудит и модернизация установок осуществляются инженерами отдела сервиса компании, в котором на данный момент трудится более 120 специалистов различных направлений.

Германия. СЗФО. ЦФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364334


США. СФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364328

Роснефть стремительно внедряет технологию строительства 2-колонных скважин. Не без помощи Schlumberger.

РН-Юганскнефтегаз 1м из добычных предприятий Роснефти внедрил технологию строительства скважин с комбинированной 2-колонной конструкцией.

Об этом 26 октября 2017 г сообщает Роснефть.

По результатам опытно-промышленных испытаний на Приразломном и Приобском месторождениях цикл бурения сократился более чем в 2 раза, достигнув значений 14-15 суток на скважину.

Бурение скважин осуществляется с использованием наиболее современных технологий бурения, таких как раствор на углеводородной основе, компоновка низа бурильной колонны с роторной управляемой системой и приборами каротажа в процессе бурения, современных буровых установок повышенной мощности с системой верхнего привода.

Полученные положительные результаты испытаний открывают возможности для тиражирования технологии бурения скважин с комбинированной эксплуатационной колонной в других дочках компании.

Применение новых технологий и оборудования – 1 из ключевых направлений деятельности Роснефти по минимизации издержек и повышению эффективности нефтегазодобычи.

В Роснефти в очередной раз пояснили, что компания сегодня удерживает самый низкий показатель в отрасли по затратам на добычу 1 барр нефтяного эквивалента – 2,5 долл США.

История создания технологии строительства 2-колонной скважины уходит корнями в то время, когда Роснефть начала активно разрабатывать Ванкорский кластер, включающий в себя также Сузунское, Тагульское и Лодочное месторождения, расположенные на территории Туруханского района и Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района Красноярского края.

Тогда компания, разрабатывая Ванкор, который отличается сложным геологическим строением, поставила цель повысить эффективность буровых операций и сократить время строительства скважин путем перехода с 3- колонной на 2-колонную конструкцию скважин.

Такое решение было принято во время бурения яковлевского горизонта, где была определена возможность сокращения времени бурения и расходов за счет исключения технической обсадной колонны.

Для любознательных напомним, что в яковлевском горизонте ( апт-альб), как и в нижнехетском (берриас) горизонте отложений нижнего и верхнего мела сосредоточены основные запасы углеводородов Большехотской структурной террасы, где открыты месторождения Ванкорского кластера.

В 2013 г объем бурения на Ванкорском месторождении включал более 110 скважин, из которых более 50% были пробурены на яковлевский горизонт.

Ранее использовавшаяся 3х колонная конструкция состояла из следующих секций открытого ствола:

- Секция 151/2 дюйма (393,7 мм) для кондуктора от средней измеренной глубины 0 до 625 м, в которой использовались шарошечные конические долота для бурения гравийного интервала на средней толщине 200 м;

- Секция 115/8 дюйма (292,3 мм) для технической колонны, секция 85/8 дюйма (219,1 мм)для эксплуатационной колонны, а также секция под хвостовик 6 дюймов (152,4 мм), где использовались долота PDC.

В 2014 г Роснефть приняла решение перейти на облегченную конструкцию скважин на яковлевский горизонт, с секцией под эксплуатационную колонну длиной до 2500 м.

При увеличении длины этой секции необходимо было избежать проблем, связанных с повышенным крутящим моментом и трением, а также сохранить желаемую скорость проходки.

Помочь в данном вопросе вызвался давний партнер - компания Schlumberger.

Оптимизацией бурения в секциях под эксплуатационную колонну увеличенной длины Schlumberger координировала свои ресурсы для решения задач строительства скважины, поставленных Роснефтью.

План оптимизации бурения включал использование РУС PowerDrive X6 с двигателем, буровых долот Smith Bits (Schlumberger), а также системы бурового раствора POLY-PLUS на основе высокомолекулярного анионного полимера от M-I SWACO (Schlumberger).

В новой 2-колонной конструкции была исключена секция 15½ дюйма (393,7 мм), поэтому гравийный интервал перешел в секцию 115/8 дюйма (292,3 мм), для бурения которой были использованы долота Xplorer Expanded с резерованными вставками для бурения мягких пород.

Для бурения секции 85/8 дюйма (219,1 мм) и секции под хвостовик 6 дюймов (152,4 мм) были применены специализированные долота PDC (MDi516) с быстрорежущей структурой.

Роснефть применила для бурения систему раствора POLY-PLUS на водной основе для усиленной инкапсуляции шлама и стабилизации в пласте глинистых сланцев.

Эта система раствора не содержит солей и имеет pH 8, что позволяет поддерживать требуемые реологические свойства для лучшей очистки ствола скважины.

Использование раствора, снижающего набухание или промывы, в сочетании с РУС PowerDrive X6 vorteX, обеспечило полное вращение колоны во время бурения и позволило повысить качество ствола.

Сокращение времени строительства скважин при увеличении скорости проходки произошло благодаря новой конструкции компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

Комплексный подход к разработке 2-колонной конструкции скважины, пробуренной в ярославской свите, обеспечил улучшение производственных показателей и сокращение времени строительства скважин.

Роснефть успешно пробурила разрабатываемый горизонт и достигла следующих результатов:

- Сокращение времени строительства скважин на 7 дней, по сравнению с 3-колонной конструкцией скважины;

- Рекордное опережение плана по времени в среднем на 28%;

- Увеличение скорости проходки на 21% в секции 115/8 дюйма (292,3 мм) и на 7% в секции 85/8 дюйма (219,1 мм);

- Пробурена секция максимальной длины 2380 м за 5 дней за 1 долбление.

США. СФО. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364328


США. СЗФО. ДФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364315

Счетная палата РФ: Решение о монетизации газа с проекта Сахалин-1 будет принято не позже 2 квартала 2018 г.

В Счетной палате РФ прошло заседание коллегии, на которой были рассмотрены итоги деятельности правительства РФ и компаний-операторов по реализации действующих соглашений о разделе продукции (СРП) за 2016 г.

Заседание прошло 26 октября 2017 г под председательством Т. Голиковой.

В качестве объектов проверки выступили почти все российские ведомства, начиная от Минэнерго РФ и заканчивая Межрайонной инспекцией ФНС по Архангельской области и Ненецкому автономному округу (НАО).

Сроки проверки - 2016 г и истекший период 2017 г.

Сегодня в России реализуется 3 соглашения о разработке месторождений углеводородного сырья на условиях раздела продукции (СРП): Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьягинское СРП.

За весь период реализации действующих соглашений добыто почти 162,5 млн т нефти с конденсатом, 223,2 млрд м3 газа, произведено около 80 млн т сжиженного природного газа (СПГ).

В 2016 г в сравнении с 2015 г объем выручки снизился на 18,3% и составил 8,3 млрд долл США.

Совокупные затраты с начала работ по проектам составили 73 млрд долл США, из них 3,7 млрд долл США - это затраты 2016 г.

Все затраты, подлежащие возмещению, с начала работ составили 66,4 млрд долл США, из них за 2016 г – 3,5 млрд долл США.

Доход России за весь срок действия проектов составил 37,9 млрд долл США, из которых 22,5 млрд долл США поступили в федеральный бюджет, около 15,4 млрд долл США - в региональные.

В 2016 г государство в целом получило около 2,1 млрд долл США.

Проведенный специалистами Счетной палаты РФ анализ показал, что в области реализации СРП по-прежнему сохраняются системные проблемы, на которые ведомство уже неоднократно обращала внимание по итогам предыдущих проверок.

При этом по ряду проблемных вопросов, в том числе при непосредственном участии Счетной палаты РФ, удалось добиться некоторых положительных результатов.

К примеру, вопрос передачи в собственность государства имущества, созданного при выполнении СРП, постепенно решается.

В 2016 г в собственность государства был передан 81 объект недвижимости (все, что возмещено государством по Харьягинскому СРП).

По проекту Сахалин-1 в 2017 г был подписан акт передачи права собственности государству по 10 пилотным объектам.

Идет процесс регистрации данного имущества.

В Счетной палате РФ подчеркнули, что механизм передачи в собственность государства имущества, которое в дальнейшем планируется к созданию в рамках СРП, так и не разработан, хотя ведомство не раз выступала с подобной инициативой.

Что касается передачи в собственность государства имущества по Сахалину-2, то это будет возможно только после 2021 г, так как сейчас оно находится в залоге.

В настоящее время Минэнерго РФ совместно с Росимуществом и оператором Харьягинского СРП ведется работа по определению порядка передачи движимого имущества государству, порядка его учета и списания.

По рекомендации Счетной палаты РФ по итогам прошлых проверок операторами проектов обеспечен учет результатов интеллектуальной деятельности, полученных в рамках реализации проектов.

Настоящая проверка показала, что созданы реестры и базы данных практически всех проектных, технологических и эксплуатационных документов.

Остается нерешенным вопрос реализации газа проекта Сахалин-1.

Переговоры между операторами проектов Сахалин-1 и Сахалин-2 о покупке газа находятся на завершающем этапе.

В ведомстве заявили, что данный вопрос - комплексный.

От итога переговоров зависит не только ресурсная база действующего завода СПГ проекта Сахалин-2, поступления государству доходов от проектов Сахалин-1 и Сахалин-2, но и газоснабжение Хабаровского края.

Решение должно быть принято в конце 2017 г - 1й половине 2018 г.

Давняя проблема разногласий между консорциумом Сахалин-1 и государством в отношении уплаты налога на прибыль, исчисленного консорциумом по ставке 20% с 2009 г и доначисленного по требованию ФНС России по ставке 35%.

В 2017 г ExxonMobil обратилась к российской стороне с предложением мирового соглашения, которое было подписано Минфином РФ по поручению правительства РФ.

В очередной раз Счетная палата РФ обратила внимание на недостаточное участие в реализации СРП российских организаций.

В 2016 г ведомство предложило Минпромторгу России активизировать свое участие в специальных комитетах по российскому участию в рамках СРП.

Такая работа постепенно начала реализовываться в 2017 г.

В июне 2016 г Минэнерго разработало методику размещения контрактов стоимостью свыше 5 млн долл США и направило ее на согласование оператору проекта Сахалин-1.

Однако после рассмотрения методики оператором Минэнерго РФ не предпринимало активных действий по ее внедрению в практику тендерных процедур в рамках проекта Сахалин-1, результаты выполнения государственного контракта в виде экспертных предложений к методике размещения контрактов стоимостью свыше 5 млн долл США в работе с оператором не использовало.

В итоге в 2016 г из 20 контрактов стоимостью более 5 млн долл США 8 были заключены без конкурса.

Кроме того, стало известно о том, что оператор проекта Сахалин-2 в соответствии с рекомендациями Счетной палаты РФ прекратил аренду дорогостоящего жилья в г Москве, оптимизировал затраты на аренду жилых помещений на Сахалине на 40%.

США. СЗФО. ДФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364315


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364294

Главгосэкспертиза РФ одобрила проект очередного этапа обустройства Ярегского нефтяного месторождения.

Главгосэкспертиза РФ рассмотрела и одобрила проект этапа обустройства Ярегского нефтяного месторождения.

Об этом пресс-служба Главгосэкспертизы сообщила 25 октября 2017 г.

Рассмотренный проект предусматривает строительство инфраструктуры для обслуживания 46 паронагнетательных скважин на 10 кустовых площадках на Лыаельской площади.

В частности, будет обустроена система промысловых трубопроводов для сбора нефти с добывающих скважин Лыаельской площади, а также нефтегазосборные трубопроводы, паропровод для транспортировки пара до кустовых площадок с последующей его закачкой в пласт для поддержания необходимой температуры и снижения вязкости добываемой нефти, линии электропередач и автомобильные дороги.

Изучив представленные материалы, Главгосэкспертиза РФ пришла к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям техрегламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация - результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

По итогам рассмотрения выдано положительное заключение.

Реализация проекта, рассмотренного Главгосэкспертизой РФ, позволит нарастить темпы добычи.

Благодаря запуску новых объектов в рамках проекта «Ярега», объем добычи тяжелой высоковязкой нефти увеличится в 1,5 раза - с 900 тыс т в 2016 г до 1,34 млн т в 2017 г.

В перспективе проект позволит увеличить объемы добычи на Яреге до 4 млн т к 2021 г.

Финансирование строительства будет осуществлено за счет средств ЛУКОЙЛ-Коми, дочки ЛУКОЙЛа.

В 2017 г ЛУКОЙЛ инвестирует в развитие промышленных объектов на территории республики Коми 70 млрд руб, объем инвестиций на 2018 г запланирован примерно на том же уровне.

Ярегское месторождение является ключевым для ЛУКОЙЛа в республике Коми, также в числе приоритетных проектов - месторождения Денисовской впадины в Усинском районе.

Ярегское месторождение расположено в южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в республике Коми.

Месторождение включает 2 основные разрабатываемые площади - Ярегскую и Лыаельскую.

Месторождение было открыто в 1932 г, а опытная эксплуатация скважинами началась в 1935 г.

Нефть Ярегского месторождения - тяжелая, смолистая, высоковязкая, малопарафинистая, ароматическо-нафтенового типа c плотностью 945 кг/м3.

Содержание серы составляет порядка 1%, парафина - 0,5%.

Из нефти Ярегского месторождения производят химические продукты для космической, дорожно-строительной и фармацевтической отраслей, а также дизельное топливо для сверхнизких температур, на котором работают суда Северного и Арктического флотов.

С 1972 г в целях повышения нефтеотдачи на Ярегском месторождении началось внедрение термошахтной технологии добычи, которая заключается в использовании паронагнетательных скважин для разогрева нефтенасыщенных горных пород.

Такой метод способствует максимальному извлечению нефти из недр.

На Ярегском месторождении впервые в мире был реализован проект встречного термогравитационного дренирования пласта путем закачки пара в скважины с длиной ствола до 1 км.

Ранее Главгосэкспертиза РФ выдала 6 положительных заключений по предыдущим этапам обустройства Ярегского нефтяного месторождения.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 октября 2017 > № 2364294


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 23 октября 2017 > № 2359558

Для себя. Криогаз планирует запустить СПГ-завод в Калининградской области в конце 2018 г.

Криогаз, дочка Газпромбанка, ведет строительство завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) в Калининградской области.

Об этом 20 октября 2017 г в ходе форуме Арктические проекты - сегодня и завтра сообщил замгендиректора Криогаза по перспективному развитию К. Медведев.

В Калининградской области Криогаз реализует инвестпроект по строительству комплекса по сжижению природного газа с автомобильной газонаполнительной компрессорной станцией (АГНКС).

Мощность завода составит 150 тыс т/год СПГ.

Запуск СПГ-завода планируется к концу 2018 г.

Это наш основной пилотный проект, мы строим его для себя, пояснил К. Медведев.

Минпромторг РФ включил инвестпроект Криогаза в перечень комплексных инвестпроектов по приоритетным направлениям гражданской промышленности.

Стоимость проекта составила 2,2 млрд руб.

Компании выделена субсидия в 72 млн руб.

Криогаз ведет строительство заводов по сжижению природного газа в регионах Северо-Запада.

В мае 2016 г Криогаз ввел в эксплуатацию малотоннажный завод по производству СПГ в Псковской области.

Мощность завода составляет 21 тыс т/год (3 т/час) СПГ, в проект был инвестировано 670 млн руб.

Также компания реализует проект по строительству СПГ-завода в республике Карелия.

Напомним, что вопрос строительства СПГ-завода в Прионежском районе мощностью 150 тыс т/год СПГ Криогаз обсуждал с властями республики еще в 2013 г.

На текущий момент решены проблемы с земельным участком и предпроектными исследованиями.

Но проект пробуксовывает - компания ожидает подписания контрактов на отгрузки.

К сожалению, сейчас нам не хватает потребителей, уточнил К. Медведев.

В Ленинградской области Криогаз планирует реализовать свой 1й среднетоннажный СПГ-проект.

Изначально предполагалось строительство терминала по производству и перегрузке СПГ производительностью 660 тыс т/год на территории порта Высоцк.

Но сейчас Криогаз думает о смене площадки для реализации проекта, отдавая предпочтение Приморску.

Начало строительства запланировано на конец 2017 г - начало 2018 г, а срок реализации проекта составляет 3 года.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 23 октября 2017 > № 2359558


Белоруссия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 23 октября 2017 > № 2359554

Перевалка части объемов нефтепродуктов из Белоруссии может начаться в российских портах в 2017 г.

Перевалка части объемов белорусских нефтепродуктов может начаться в портах России уже в 2017 г.

Об этом замглавы Минтранса РФ В. Олерский сообщил в кулуарах заседания 15й смешанной российско-турецкой межправительственной комиссии 21 октября 2017 г.

Вопрос о транспортировке нефтепродуктов из Белоруссии на экспорт через российские порты обсуждался на совещании в октябре 2017 г.

В фокусе обсуждения были причины, называемые Белоруссией при аргументации своего выбора в пользу прибалтийских портов.

Основных доводов 2 - высокая стоимость транспортировки и перевалки нефтепродуктов в российских портах и наличие долгосрочных контрактов.

Для стимулирования белорусских перевозок РЖД до конца 2018 г предоставляют 50%-ную скидку по нефтеналиву для перевозки с белорусских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

Белоруссия посчитала эту скидку недостаточной, говоря о том, что даже с учетом скидки, железнодорожные тарифы в прибалтийском направлении ниже по сравнению с российским.

Но это не совсем так.

В ходе совещания был сделан вывод о том, что стоимость транспортировки с НПЗ Белоруссии до прибалтийских портов, в частности, до Вентспилса (Латвия), совместима со стоимостью транспортировки до Санкт-Петербурга и Высоцка.

По словам В. Олерского, сопоставимость цен и на транспортировку по железной дороге, и на перевалку в портах России и Прибалтики очевидна.

При этом небольшая неочевидная разница по стоимости перевалки светлых нефтепродуктов имеется, но В. Олерский уверен, что стивидоры смогут ее учесть и предоставить скидку.

Важное условие - наличии твердых объемов с белорусской стороны, поскольку у стивидоров есть свои графики и терминалы загружены.

Железной же дорогой стоимость сопоставима с прибалтийской, особенно в подвижном парке частных перевозчиков.

При более детальных переговорах можно получить еще более значительные скидки, добавил В. Олерский.

Представители белорусской стороны заявили, что будут рассматривать этот вариант, переговоры продолжаются.

В плане контрактов ситуация следующая.

Белорусская сторона делает акцент на том, что контрактование происходит на конкурсной основе и многие контракты подписаны.

Тем не менее, В. Олерский полагает, что на какое-то количество транспортировки нефтепродуктов из Белоруссии по территории РФ выйти возможно.

Причем сделать это вполне реально еще до конца 2017 г.

Ранее сообщалось, что транспортная система России может принять 7-8 млн т нефтепродуктов из Белоруссии до конца 2017 г в случае переориентации грузопотока из портов Литвы.

Пока же, по неподтвержденным данным, речь идет об экспорте до 1 млн т/мес нефтепродуктов.

Россия, беспошлинно поставляя на белорусские НПЗ нефть, считает правильным, чтобы Белоруссия экспортировала произведенные нефтепродукты с использованием российской железнодорожной инфраструктуры и портов.

Поручение проработать этот вопрос президент РФ В. Путин дал 16 августа 2017 г, предложив сформировать пакетное предложение, в котором будет взаимоувязано получение Белоруссией российской нефти и использование российской инфраструктуры для экспорта нефтепродуктов.

По действующему соглашению, Россия поставляет в Белоруссию 24 млн т/год нефти по беспошлинному тарифу, из которых 18 млн т направляются на переработку.

Белоруссия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 23 октября 2017 > № 2359554


Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 23 октября 2017 > № 2359531

В ходе экспедиции «Кара-лето – 2017» Роснефть провела буксировку айсберга массой 1,1 млн т. И это еще не все.

Завершившаяся экспедиция «Кара-лето-2017» внесла уникальный вклад в практику управления ледовой обстановкой в Арктике.

Об этом сообщает Роснефть.

В ходе 18 арктической научно-исследовательской экспедиции, организованной Роснефтью совместно с Арктическим Научным Центром и ФГБУ «Арктический и антарктический научно-исследовательский институт», впервые в российской Арктике был отбуксирован айсберг весом 1,1 млн т в условиях ледового поля.

Экспедиционные работы выполнялись в акваториях Баренцева и Карского морей.

При различных погодных условиях специалисты произвели 8 экспериментов по обнаружению и слежению за айсбергами различными техническими средствами, в том числе – беспилотными летательными аппаратами.

Успешно проведены 18 экспериментов по физическому воздействию на айсберги, включая использование буксировочных средств, гребных винтов и водяной пушки.

Для буксировки в зависимости от размеров айсберга использовались канат (длина – 1500 м) и сетка (длина – 900 м).

Усилие на разрыв буксировочной системы составило 115 т.

В ходе экспериментов по буксировке айсбергов были получены уникальные результаты:

- максимальная масса отбуксированного айсберга составила 1,1 млн т;

- перемещение айсберга за сутки составило 50 миль (из южной части пролива Британский канал в залив Географов острова Земля Георга);

- максимальная скорость буксировки составила 3,2 узла (около 6 км/час);

- максимальная скорость ветра при заходе на буксировку -15 м/cек.

Впервые была проведена управляемая буксировка айсберга во льдах сплоченностью до 8 баллов, те в условиях раннего ледообразования.

Результаты эксперимента принципиальны для расширения сезона бурения в арктических морях.

По результатам анализа собранных материалов специалисты Роснефти разработают матрицы применимости средств обнаружения и воздействия на айсберги.

Данные матрицы являются необходимым компонентом развития корпоративной системы управления ледовой обстановкой.

Напомним, что в рамках комплексной научно-исследовательской экспедиции «Кара-лето-2016» была проведена апробация уникальной технологии по изменению траектории дрейфа айсбергов путем внешнего воздействия.

В ходе экспедиции «Кара-лето-2017» впервые была применена технология оперативного дистанционного сопровождения.

Для этих целей был организован Береговой операционный центр на базе Арктического научного центра компании, оборудованный необходимыми вычислительными мощностями.

В режиме реального времени в центр поступала вся информация с ледокола и объектов инфраструктуры Роснефти, установленных ранее в Баренцевом и Карском морях.

1й из задач экспедиции являлась отработка учебных сценариев по взаимодействию ледокола и Берегового операционного центра при защите условного морского нефтегазодобычного объекта от айсберговой угрозы в Баренцевом и Карском морях.

В каждом из сценариев определялось местоположение «платформы» в районе с наличием большого количества айсбергов, степень ледовой опасности для защищаемого объекта, проводился мониторинг дрейфа опасных ледяных образований.

Сотрудники Берегового центра обрабатывали и анализировали получаемые гидрометеорологические и ледовые данные, а также результаты дешифрирования спутниковых снимков и, в случае необходимости, выдавали рекомендации по физическому отклонению айсберга.

Также сотрудники центра провели зонирование акватории Карского моря по качеству приемопередачи данных по различным каналам связи.

Экспедицией проведена профилактика ранее установленного в Карском море гидрометеорологического оборудования – автоматических метеорологических и притопленных автономных буйковых станций.

Специалисты также получили 5-летнюю серию непрерывных наблюдений за параметрами гидрометеорологического режима по Восточно-Приновоземельским лицензионным участкам недр, исследования на акватории которых начались в 2012 г.

Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 23 октября 2017 > № 2359531


Португалия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 20 октября 2017 > № 2358522

«Ростерминалуголь» расширил географию поставок и впервые отправил уголь в Португалию

Сегодня ночью балкер Sea Tribute (тип Panamax) принял на борт 77,5 тыс. тонн энергетического угля. Время погрузки судна составило 36 часов. В данный момент балкер следует в сторону порта назначения Синиш, который находится на юго-западе Португалии.

В порту расположен универсальный терминал, откуда энергетический груз отправляется напрямую на национальные электростанции.

С терминалов «Ростерминалуголь» уголь отправляется в 20 стран. Среди них: Германия, Англия, Израиль, Бразилия, Марокко. Теперь к их числу добавилась и Португалия, страна, которая, при высоком промышленном потенциале, не обладает необходимым запасом природных ресурсов.

Португалия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 20 октября 2017 > № 2358522


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 октября 2017 > № 2356769

Росгеология оценит ресурсы углеводородов Сарьюгинского участка недр в Коми. А потом может и лицензируют его.

Росгеология и Департамент по недропользованию по Северо-Западному федеральному округу заключили госконтракт на создание уточненной геолого-геофизической модели строения Сарьюгинского участка юга гряды Чернышева с целью привлечения его в лицензирование.

Об этом 20 октября 2017 г сообщает российский холдинг.

Для этого холдингу предстоит переобработать сейсмические материалы и выполнить анализ результатов глубокого бурения, а также провести сейсморазведочные работы МОГТ-2D.

Исследования финансируются за счет средств федерального бюджета.

Участок площадью 1320,6 км2 расположен в Коми и относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП).

Глубина изучения составит до 5 км.

Специалистам предстоит выделить и проследить основные сейсмостратиграфические и лито-фациальные комплексы, разработать структурные карты, карты толщин, модели строения возможных природных резервуаров и зон нефтегазонакопления, локализовать перспективные объекты.

После этого будет выполнена детализация и уточнение строения 8-10 локальных объектов, не менее 5 из них будут подготовлены к бурению, проведена оценка ресурсов углеводородов.

В рамках проекта геологи произведут топографо-геодезические и полевые сейсморазведочные работы МОГТ-2D в соответствии с проектной сетью профилей в объеме 350 погонных км.

Итогом исполнения госконтракта должны стать рекомендации по продолжению геологоразведки в целом по участку и на локальных объектах, а также оценка возможного прироста запасов нефти.

Завершить работы на участке планируется до конца 2019 г.

Отметим, в советское время сейсморазведчики уточнили положение надвигов в зоне сочленения гряды Чернышева с Большесынинской и Косью-Роговской впадинами, подтвердили блоковое строение фундамента, проследили на глубину строение осадочной толщи до силура включительно.

Результаты аэромагнитной съемки позволили предположить наличие интрузий основного состава в гетерогенном фундаменте Хорейверской впадины.

В 1980 г. электроразведчики выделили блоки верхней островной мерзлоты, расчленили талые отложения, определили глубину залегания кровли ММП и установили критерии прямого поиска залежей нефти.

В результате сейсморазведочных работ намечены участки развития среднекаменноугольно-раннепермских рифовых построек и установлено, что перспективы нефтегазоносности территории западнее гряды Чернышева связаны с силурийскими карбонатными коллекторами.

В последние годы, с введением компьютерных технологий уровень интерпретации результатов сейсморазведочных работ значительно повысился, однако информация стала коммерческой и практически недоступной для геологов-съемщиков.

Орографически выраженная часть гряды Чернышева изучена сейсмическими методами значительно слабее, чем Хорейверская впадина из-за негативного влияния сильной дислоцированности палеозойских пород и малой мощности кайнозойского покрова.

На временных разрезах наблюдаются либо зоны потери корреляции, либо полученный материал не позволяет однозначно коррелировать фрагменты отражающих горизонтов.

В северо-западном углу территории проходит региональный профиль ГСЗ – 17-РС.

В 1967 г в осевой части гряды Чернышева завершено бурение скважины №15.

Предполагалось, что скважина вскроет силурийские и подстилающие ордовикские образования на полную мощность и войдет в фундамент.

Однако, на глубине 383 м под верхнеордовикско-раннесилурийскими доломитами были вскрыты каменноугольные известняки, из которых скважина не вышла, достигнув глубины 1214,7 м.

Таким образом, нарушение, ранее установленное скважиной №19 и интерпретированное как взбросо-надвиг, было прослежено по падению сместителя на 2,3 км к западу, установлено его пологое падение (~ 5° между скважинами и до 45° – во фронтальной части) и амплитуда горизонтального перемещения, превышающая 3 км.

В 1984-1987 г.г. на гряде Чернышева проведено АФГК-200 с бурением большого объема мелких скважин, проходкой горных выработок и площадным шлиховым опробованием с использованием вертолетного транспорта.

Были составлены геологические карты палеозойских и кайнозойских образований, карты полезных ископаемых.

На листе Q-40-XVII впервые обнаружены интрузии основного и щелочно-основного состава.

На отдельные участки были составлены кондиционные карты м-ба 1:50 000.

По результатам работ было рекомендовано проведение ГС-50 с общими поисками.

С целью дальнейшего исследования гряды Чернышева в 1988-90 гг выполнены комплексные аэрогеофизические исследования (аэромагнитометрия и аэрогаммаспектрометрия м-ба 1:25 000 и аэроэлектроразведка м-ба 1:50 000), выявившие сотни локальных магнитных, радиоактивных и электроразведочных аномалий, требующих заверки.

В ходе опережающих геолого-геофизических работ (ОГФР), проведенных в 1987-1991 гг, и специализированных геолого-геофизических исследований (СГГИ), получены дополнительные материалы по магматизму южной части листа Q-40-XVII.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 20 октября 2017 > № 2356769


Россия. СЗФО. УФО > Нефть, газ, уголь. Образование, наука > neftegaz.ru, 20 октября 2017 > № 2356762

Газпром нефть и МФТИ создали научно-технический центр для сопровождения и изучения ГРП в Баженовской свите.

Газпром нефть и Инжиниринговый центр МФТИ создали в Санкт-Петербурге Центр научно-технического сопровождения гидроразрыва пласта (ГРП).

Об этом Газпром нефть сообщила 20 октября 2017 г.

Центр научно-технического сопровождения ГРП будет заниматься подбором оптимальных вариантов проведения операций ГПР при разработке нетрадиционных запасов Баженовской свиты.

Планируется сопровождение десятков операций по многостадийному ГРП (МГРП) на высокотехнологичных горизонтальных скважинах, которые будут пробурены на проектах Газпром нефти по разработке Баженовской свиты.

В новом центре будут работать геологи, геомеханики, инженеры Газпром нефти и Инжинирингового центра МФТИ.

Сотрудники центра обеспечат экспертную поддержку при подборе вариантов скважин и оптимальных параметров для проведения ГРП (скорость закачки жидкости в пласт, точки создания трещин и их геометрия и т.д) с учетом геологических особенностей Баженовской свиты.

Для этого будут задействованы компетенции Инжинирингового центра МФТИ в области анализа больших данных и машинного обучения.

За счет этого совместная работа экспертов позволит принимать оперативные решения при подборе технологий освоения Баженовской свиты, анализировать опыт Газпром нефти по работе с этой группой запасов и учитывать новую информацию, полученную по итогам проводимых операций.

Баженовская свита - набор литологически связанных горных пород в центральной части Западной Сибири на глубине около 2,5 тыс м.

Площадь 1 млн км2, толщина коллектора 10 - 40 м.

Ресурсы нефти в пластах баженовской свиты только на территории Западной Сибири прогнозируются на уровне 100-170 млрд т.

Работа с нетрадиционными запасами, в 1ю очередь с Баженовской свитой, является 1 из ключевых направлений Технологической стратегии Газпром нефти.

К 2025 г Газпром нефть намерена выйти на уровень добычи 2, 5 млн т/год углеводородов на Баженовской свите, а ресурсная база подготовленных к разработке извлекаемых запасов нефти составит порядка 400 млн т.

В мае 2017 г Минэнерго РФ одобрило заявку Газпром нефти и присвоило проекту «Создание комплекса отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования разработки запасов Баженовской свиты» статус национального.

Газпром нефть на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) создает Технологический центр «Бажен».

В этом центре будут сосредоточены компетенции и технологии Газпром нефти, которые станут базовыми для создания экономически эффективных методов разработки Баженовской свиты.

При этом Технологический центр «Бажен» станет открытой отраслевой площадкой, которая позволит объединить усилия нефтегазовых и нефтесервисных компаний, научного сообщества, инвесторов и государства.

Создавать и тестировать технологии на Пальяновской площади Красноленинского месторождения смогут все участники, включая нефтяные компании, производителей оборудования и разработчиков инноваций.

Научно-технический центр (НТЦ) Газпром нефти и МФТИ уже создали программный комплекс Р.О.С.Т. (расчет оптимальной системы трещин), который стал 1м в мире ИТ-продуктом, разработанным непосредственно для Баженовских пластов.

Этот симулятор помогает рассчитать, как в пласте будет развиваться трещина, смоделировать ее форму (длину, толщину, ширину и другие геометрические характеристики), а также оценить объем добываемой нефти из такой скважины.

Ключевой особенностью программного комплекса является учет изменений геомеханических свойств от ГРП и их динамического влияния на каждую последующую операцию ГРП.

Программный комплекс создавался в 2015-2016 гг в рамках работы консорциума по изучению Баженовской свиты - самого масштабного в отрасли исследования Баженовского комплекса, в который вошли ведущие российские вузы - Инжиниринговый центр МФТИ, геологический факультет МГУ, РГУ нефти и газа им. Губкина, Сколковский институт науки и технологий (Сколтех).

В 2017 г специалисты Научно-технического центра и МФТИ продолжают развивать новые модификации программного комплекса Р.О.С.Т.

Россия. СЗФО. УФО > Нефть, газ, уголь. Образование, наука > neftegaz.ru, 20 октября 2017 > № 2356762


Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь > minpromtorg.gov.ru, 19 октября 2017 > № 2369079

Доля импортного оборудования и технологий на арктическом шельфе снизится до 50%.

Об этом сказал заместитель Министра промышленности и торговли Российской Федерации Василий Осьмаков на пятом международном форуме «Арктические проекты – сегодня и завтра», который проходит в Архангельске 19-20 октября 2017 года.

Международный форум «Арктические проекты – сегодня и завтра» является важной дискуссионной площадкой для обсуждения вопросов развития Арктики. Ежегодно он собирает свыше 250 представителей федеральных и региональных органов власти, ведущих российских и зарубежных компаний топливно-энергетического комплекса, машиностроения и судостроения, нефтегазовых и логистических операторов, инжиниринговых и строительных подрядчиков.

Основные темы форума – государственная политика РФ в Арктике, реализация в регионе ключевых инфраструктурных, промышленных и энергетических проектов, строительство объектов морской техники и гражданского флота, развитие кадрового и научного потенциала для освоения Арктической зоны.

Открывая пленарное заседание форума, Василий Осьмаков подчеркнул, что освоение и развитие Арктики является приоритетным направлением целого ряда государственных программ. Для реализации в регионе инвестиционных и инфраструктурных проектов будут подключены все ключевые программы поддержки Минпромторга.

Только в рамках утвержденной госпрограммы по Арктике министерство является исполнителем и участником подпрограмм по созданию отечественного оборудования и технологий для работы на шельфе, развитию Северного морского пути и обеспечения судоходства в Арктике.

Будут модернизированы мощности по созданию современного речного флота для внутренних водных путей. Доля радиоэлектронного оборудования российского производства, используемого в Арктике, увеличится с 5 до 15%. Одно из важнейших направлений – импортозамещение в сфере нефтегазового машиностроения для работы на шельфе. К 2025 году доля импортного оборудования и технологий в этом сегменте должна быть снижена с 85% до 50%, – сказал Василий Осьмаков.

Под председательством замглавы Минпромторга состоялось заседание рабочей группы «Развитие промышленности и технологий» Государственной комиссии по вопросам развития Арктики. Его участники обсудили конкретные шаги по реализации ключевых мероприятий в сферах промышленности, транспорта, связи, науки и инфраструктуры.

В рамках форума Василий Осьмаков посетил также выставку-экспозицию на территории Северного (Арктического) федерального университета им. М. В. Ломоносова и производственную площадку предприятия «МРТС Терминал», где строятся «под ключ» подводно-технические объекты магистральных трубопроводов нефтегазодобывающего комплекса.

Компания «МРТС Терминал» управляет в Архангельске портово-логистической и производственной базой «Левый берег». В числе заказчиков выпускаемой продукции – крупнейшие российские компании ТЭК. Василий Осьмаков посетил трубный, сборочный и покрасочный цеха предприятия и обсудил с его руководством дальнейшие перспективы развития.

На многофункциональной площадке осуществляется и производство сложных сварных металлоконструкций, и целый комплекс логистических операций, и проведение лабораторных испытаний магистральных трубопроводов. При сварочно-монтажном участке создана единственная в России школа сварщиков, в которой учат автоматической и полуавтоматической сварке труб большого диаметра для укладки подводных трубопроводов. Это наглядный пример успешной интеграции региональной промышленности, логистики и науки в крупнейшие арктические проекты, – отметил Василий Осьмаков.

Россия. Арктика. СЗФО > Нефть, газ, уголь > minpromtorg.gov.ru, 19 октября 2017 > № 2369079


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 19 октября 2017 > № 2358517

Киришский НПЗ установит новый реактор гидроочистки дизтоплива

Ижорские заводы отгрузили на Киришский НПЗ реактор гидроочистки Ижорские заводы, входящие в группу ОМЗ, отгрузили на Киришский нефтеперерабатывающий завод реактор R-201 для установки гидроочистки дизельного топлива.

Оборудование изготовлено в рамках контракта, заключенного с компанией ООО «КИНЕФ» в 2016 году. Обязательства по контракту предусматривают не только изготовление реактора, но и его доставку автомобильно-водным путем заказчику.

Реактор Р-201 будет установлен взамен существующего аппарата на новый фундамент. Аппарат предназначен для удаления соединений серы, азота и кислорода из дизельной фракции путем каталитического гидрирования.

Реактор изготовлен из листовой стали марки SA 387 Gr.22 CL2 с наплавкой из нержавеющей стали SS 347. Масса реактора – 210 тонн, внутренний диаметр – 4,2 метра, толщина стенки с наплавкой – 85+5 мм.

ООО «КИНЕФ» (производственное объединение «Киришинефтеоргсинтез») является основным поставщиком нефтепродуктов для Санкт-Петербурга, Ленинградской, Новгородской и Псковской областей. С целью повышения качества выпускаемой продукции предприятием последовательно реализуется инновационная стратегия, согласно которой осуществляется поэтапная модернизация производственной базы завода. За счет ввода в эксплуатацию новых мощностей и плановой реконструкции имеющихся предприятие к 2018 году планирует выйти на выпуск только высокооктанового автомобильного бензина и дизельного топлива класса 5.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 19 октября 2017 > № 2358517


Австрия. Германия. Нидерланды. СЗФО. СФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 19 октября 2017 > № 2358446

«Газпром» арендовал дополнительные мощности по хранению газа в Европе

Для повышения гибкости экспортных поставок газа «Газпром» стремится к достижению активной емкости газохранилищ за рубежом на уровне не менее 5% от годового объема экспорта.

Совет директоров ПАО «Газпром» одобрил проводимую компанией работу по развитию мощностей подземного хранения газа (ПХГ) на территории России и за рубежом.

Отмечено, что наличие у группы «Газпром» собственных мощностей ПХГ в России, странах ближнего и дальнего зарубежья способствует обеспечению надежных поставок газа потребителям, в первую очередь при пиковом зимнем спросе.

На территории России «Газпром» эксплуатирует сеть из 22 ПХГ с оперативным резервом газа свыше 72 млрд куб. м, потенциальной максимальной суточной производительностью на начало сезона отбора 2017/2018 гг. — 805,3 млн куб. м. Достигнутый высокий уровень развития ПХГ позволяет обеспечивать около трети суточных поставок газа «Газпрома» в осенне-зимнем периоде.

Приоритетными задачами компании в сфере развития отечественных ПХГ являются оптимизация режимов работы объектов подземного хранения и добычи, повышение эффективности и гибкости работы сети хранилищ, ее дальнейшее расширение. Для этого «Газпром», в частности, активно ведет работу по созданию пиковых ПХГ — хранилищ, обладающих высокой производительностью при относительно небольшом объеме хранения газа. Речь идет о расширении Калининградского, строительстве Волгоградского и проектировании Новомосковского ПХГ.

«Газпром» ведет геологоразведочные работы с целью создания хранилищ в регионах, где недостаточно имеющихся или нет мощностей по хранению газа. В частности, в Северо-Западном федеральном округе (ФО) геологоразведка ведется вдоль трассы газопроводов от Ухты до Торжка, а также в направлении Архангельска, в Сибирском ФО — по направлению от Омска до Томска, в Дальневосточном ФО — вдоль трассы газопровода «Сила Сибири».

В настоящее время группа «Газпром» использует мощности следующих газовых хранилищ — «Хайдах» (Австрия), «Реден», «Катарина», «Йемгум» и «Этцель» (Германия), «Бергермеер» (Нидерланды), «Банатский двор» (Сербия), «Дамброжице» (Чехия). Помимо этого, для повышения надежности снабжения европейских потребителей в текущем осенне-зимнем периоде компанией арендованы дополнительные мощности по хранению в Европе.

С учетом роста экспорта российского газа в европейские страны, а также начала трубопроводных поставок газа в Китай в 2019 году компания занимается развитием действующих и созданием новых мощностей по хранению газа за рубежом. Так, ведется работа по расширению ПХГ «Банатский Двор» в Сербии. Изучаются возможности создания подземных хранилищ на территории Китая.

В ближнем зарубежье планируется постепенное увеличение суточной производительности ПХГ «Газпрома» в Армении и Беларуси. Подготовлен План мероприятий по сотрудничеству «Газпрома» и «Узбекнефтегаза» в области развития ПХГ на территории Узбекистана.

Правлению поручено продолжить работу по развитию мощностей ПХГ в России и за рубежом.

Австрия. Германия. Нидерланды. СЗФО. СФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 19 октября 2017 > № 2358446


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Леспром. Финансы, банки > lesprom.com, 19 октября 2017 > № 2354913

ООО «МХЛ Печорский» организует производство топливных пеллет в Псковской обл.

Межхозяйственный лесхоз Печорский (Псковская обл.) получил финансирование в ВТБ24 на сумму 16 млн руб. для приобретения оборудования по производству экологически чистого топлива из отходов производства пиломатериалов.

Об этом сообщает пресс-служба Федеральной корпорации по развитию малого и среднего предпринимательства (Корпорация МСП).

Средства предоставлены по ставке 9% годовых. Низкая ставка обеспечена поручительством Корпорации МСП в рамках Программы стимулирования кредитования субъектов малого и среднего предпринимательства. Финансовая поддержка Корпорации позволит компании расширить производство, начать выпуск экспортно-ориентированной продукции (пеллет) и создать новые рабочие места.

ООО «МХЛ Печорский» арендует лесные участки в Печорском р-не Псковской обл. и предоставляет услуги по охране, защите и воспроизводству лесов. Компания также развивает деревоперерабатывающее производство, выпуская пиломатериалы. Продукция реализуется на территории региона.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Леспром. Финансы, банки > lesprom.com, 19 октября 2017 > № 2354913


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 19 октября 2017 > № 2354888

Определились. Газпром нефть намерена возобновить разведку Долгинского месторождения в 2019 г.

Газпром нефть приняла нелегкое решение - начать проведение доразведки Долгинского месторождения в Печорском море в 2019 г.

Об этом 19 октября 2017 г сообщил глава компании А. Дюков.

В 2018 г Газпром нефть намерена провести на Долгинском месторождение сейсморазведку.

В 2019 г компания планирует принять решение по новым разведочным скважинам и если все будет хорошо, начать бурение.

Долгинское месторождение было открыто в 1999 г.

Месторождение располагается в центральной части Печорского моря.

Глубина моря в этом районе составляет 35-55 м.

Извлекаемые запасы месторождения оцениваются более чем в 200 млн т нэ.

Запасы нефти месторождения относятся к трудноизвлекаемым (ТРИЗ).

Месторождение характеризуется сложной, вытянутой с юго-востока на северо-запад, формы длиной до 80 км и шириной от 3 до 10 км.

Залежь формируется из нескольких пластов, отличающихся по петрофизическим свойствам (карбонатные и терригенные породы) и свойствам нефти, что усложнит в дальнейшем выбор методов добычи.

По предварительной оценке, 86% геологических запасов составляет карбонатный комплекс и 14% – терригенный.

С момента открытия и до настоящего времени на месторождении были пробурены 3 разведочные скважины – 2 Северо-Долгинских (СД) и 1 Южно-Долгинская (ЮД).

А также проведены сейсморазведочные работы 2D в объеме более 11 тыс пог км и 3D-сейсмика на площади 1,6 тыс км2.

Испытанием скважины 1ЮД была доказана нефтеносность карбонатного комплекса нижнепермских отложений, получен приток нефти в 160 т/сутки.

Нефтеносность верхнепермских отложений пока не подтверждена.

В июне 2014 г на Долгинском началось бурение 4й разведочной скважины в северной части месторождения глубиной 3500 м.

Для этого была зафрахтована и доставлена в Печорское море самоподъёмная буровая установка (СПБУ) GSP Saturn.

В рамках работ запланировано испытание и проведение полного комплекса геологических исследований скважины.

Напомним, лицензию на Долгинское месторождения в 2013 г получила дочка Газпром нефти - Газпромнефть-Сахалин.

Газпром нефть до настоящего времени тормозило с доразведкой месторождения, выдвигая различные аргументы.

В ноябре 2015 г Роснедра позволили компании не начинать добычу на Долгинском нефтяном месторождении еще 16 лет.

Ранее предполагалось, что добычу нефти на месторождении начнут в 2019 г, но теперь Газпром нефть имеет возможность подождать до 2031 г.

В сентябре 2015 г Газпром нефть ожидала, что Petrovietnam к концу 2015 г определится с вхождением в проект разработки Долгинского месторождения.

Однако новостей больше не последовало.

В марте 2017 г в Минэнерго РФ заявили о том, что к разработке Долгинского месторождения может присоединится индийская ONGC.

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 19 октября 2017 > № 2354888


Россия. СЗФО. СФО > Транспорт. Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > gudok.ru, 18 октября 2017 > № 2355168

Углю подали электричество

Грузы по участку Кузбасс – Северо-Запад пойдут быстрее

Вчера стало известно о завершении электрификации Усть-Лужского узла Октябрьской магистрали. Как заявил журналистам на станции Лужская начальник Октябрьской дороги Владимир Голоскоков, об этом было объявлено на совещании в ОАО «РЖД» с грузоотправителями и грузополучателями.

Теперь на всём маршруте от Кузбасса до Усть-Луги, а это почти 4 тыс. километров, будет организовано движение поездов на электротяге. Это позволит увеличить пропускную способность участка от Кузбасса до порта Усть-Луга на Балтийском побережье на 20%.

Необходимость электрификации участка продиктована строительством морского торгового порта Усть-Луга на берегу Финского залива. Полномасштабные работы развернулись здесь в 1998 году. Порт начал работу в декабре 2001-го с открытия угольного терминала, существовавший лесной терминал в устье реки Луга был включён в состав порта. До 2005 года, когда началась реализация проекта комплексной реконструкции участка Мга – Гатчина – Веймарн – Иван­город и железнодорожных подходов к портам на южном берегу Финского залива, шла разработка проекта и прохождение необходимых процедур.

«Электрификация была необходима, чтобы как можно дальше вытянуть локомотивные плечи и поезда могли бы идти на проход без смены тяги, которая ранее производилась на станции Гатчина (в 130 км от Лужской), – рассказал «Гудку» начальник станции Лужская Валерий Баккал. – Пока здесь ещё можно увидеть тепловозы, но в течение 1–3 недель тут останутся только электровозы».

Станция Лужская – крупнейшая на сети. «Каждый пятый вагон, выгружаемый в портах России, выгружается на Лужской», – отметил Владимир Голоскоков. Ежесуточно – 3,5 тыс. вагонов, то есть 2,5 вагона в минуту.

По словам Валерия Баккала, переход на электротягу позволит увеличить скорость доставки грузов. «С Кузбасса идут 9-тысячники по 90 вагонов. Такой поезд доходит до Лужской за 3,5–4 суток», – сказал он. Ранее поезда из Кузбасса находились в пути не менее восьми суток. «Электрификация позволила сократить время следования поездов, так как из технологии исключили смену локомотива на станции Гатчина, где электровоз менялся на тепловоз. К тому же электротяга экологичнее и дешевле», – добавил Валерий Баккал.

Следствием увеличения скорости доставки грузов станет рост пропускной способности всего участка Кузбасс – Северо-Запад на 18 поездов в сутки, или на 20%. Сейчас узел принимает около 50 поездов ежесуточно. «Станция могла принять и 68 составов, но при смене тяги в Гатчине было невозможно заменить такое количество локомотивов», – уточнил начальник станции.

Уголь из Кузбасса – основной груз, следующий в порт. Поезда идут по Западно-Сибирской, Свердловской, Горьковской, Северной и Октябрьской дорогам. И на некоторых всё ещё существуют инфраструктурные ограничения для их полноценного пропуска. На Свердловской дороге лимитирующими для пропуска 9-тысячников являются устройства тягового электроснабжения на участке Кунгур – Пермь – Чепца. Для пропуска поездов весом 6,3 тыс. тонн всё готово.

«Все участки хода Кузбасс – Северо-Запад электрифицированы. Для пропуска поездов массой 9 тыс. тонн идёт усиление устройств электроснабжения на участке Кунгур – Пермь – Чепца. Ведётся строительство двух электроподстанций, которые планируется запустить в 2018 году. После этого участок для пропуска тяжеловесов по энергетике будет беспрепятственным», – рассказал «Гудку» начальник Дорожного конструкторско-технологического бюро Юрий Пировских. Кроме того, на СвЖД недостаточно путей, способных пропускать 9-тысячники. На дороге разработана программа по удлинению путей на станциях.

«В настоящий момент закончена разработка проектной документации по пяти станциям – Войновка, Кунгур, Шаля, Пермь-Сортировочная и Верещагино. Это будет первый этап по удлинению путей. Проекты ждут инвестиций. И если сейчас по участку Называевская – Чепца можно пропустить два поезда массой 9 тыс. тонн, то возможность пропуска возрастёт вдвое», – отметил начальник сектора пропускных и перерабатывающих способностей Свердловской дирекции инфраструктуры Пётр Антимонов.

Два дополнительных пути нужно построить и на станции Балезино Горьковской дороги. Сюда поезда приводят электровозами постоянного тока с соседней Свердловской магистрали. Дальше начинается полигон переменного тока, уходящий на Северную и Октябрьскую дороги. Смена вида тока – это замена локомотива, что при серьёзном потоке поездов требует большого числа парковых путей. Их для растущего потока перестало хватать. Проблему должна решить реконструкция станции. Работы развернутся до конца года. На первом этапе, который планируется завершить в следующем году, в Восточном парке станции Балезино намечено проложить два дополнительных пути и один удлинить. «Это обеспечит для нас беспрепятственный приём со стороны Свердловской дороги потока нечётных грузовых поездов массой до 9 тыс. тонн», – рассказал «Гудку» начальник станции Балезино Александр Дряхлов.

Россия. СЗФО. СФО > Транспорт. Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > gudok.ru, 18 октября 2017 > № 2355168


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter