Всего новостей: 2576207, выбрано 2973 за 0.246 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. СФО. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 16 августа 2018 > № 2703023

«Газпромнефть-Аэро» по итогам 1 полугодия 2018 года увеличила объем розничных заправок «в крыло» на 16% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года — до 1,28 млн тонн. Как говорят в компании, каждые 2 минуты заправляется новый рейс.

Общий объем продаж авиатоплива за 6 месяцев 2018 года превысил 1,7 млн. тонн. Клиентами «Газпромнефть-Аэро» на сегодняшний день являются более 160 российских и иностранных авиакомпаний. Объем зарубежных заправок в первом полугодии 2018 года увеличился на 31% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составил более 120 тыс. тонн авиатоплива. Международная география сбытовой сети расширилась до 253 аэропортов (+3 аэропорта в текущем году) в 63 странах. Этих показателей компании удалось достичь за счет развития партнерства с ведущими поставщиками авиатоплива на местных рынках.

На отечественном рынке «Газпромнефть-Аэро» сформировала собственную сбытовую сеть, насчитывающую 51 топливозаправочный комплекс.

«В первом полугодии 2018 года мы зафиксировали стабильный рост авиаперевозок и потребления топлива. Этому способствовало проведение в России Чемпионата мира по футболу, а также появление новых направлений полетов из российских аэропортов в страны Европы и Азии. В частности, существенно вырос объем заправок в Новосибирске, Красноярске и Екатеринбурге. В июне 2018 года мы достигли знаковой цифры — с момента создания авиатопливого бизнеса „Газпром нефти“ компания реализовала свыше 30 млн тонн топлива», — отмечает Владимир Егоров, генеральный директор «Газпромнефть-Аэро».

Россия. СФО. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 16 августа 2018 > № 2703023


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 16 августа 2018 > № 2702968

«Мессояханефтегаз» построил новую горизонтальную скважину на нижележащие пласты в северной части Восточно-Мессояхского месторождения. Глубина скважины по вертикали составила 3 тыс. м, общая проходка – 4,5 тыс. м.

Бурение было осложнено высоким давлением пласта с коэффициентом аномальности 1,71. Для снятия рисков при работе на глубоких горизонтах эксперты «Мессояханефтегаза» провели комплекс подготовительных мероприятий, которые подтвердили достаточный уровень прочности пород. Применение определенных компоновок и специального режима бурения позволили построить скважину безопасно и не превысить допустимый коэффициент разрыва пласта.

Фактический срок строительства составил 42 дня, показатель суток/1000 метров – 9,36 – стал одним из лучших для данного типа скважин, пробуренных на Мессояхе. Работы были проведены на высоком уровне эффективности: непроизводительное время не превысило 5,2% от всего периода строительства.

Бурение очередной глубокой скважины «Мессояханефтегаз» реализовал в рамках проекта разработки нижележащих пластов* Восточно-Мессояхского месторождения – «Фаза 2». Запасы этой группы оцениваются в 65 млн тонн нефти. До конца 2018 года предприятие построит еще пять глубоких скважин, таким образом их общее число достигнет 11-ти. «Фаза 2» считается одним из основных драйверов развития «Мессояханефтегаза».

* Глубокие горизонты Восточной Мессояхи включают в себя нижележащие пласты БУ 21,22. Залежи относятся к нижнемеловым отложениям, сформированным 136 млн лет назад. Они содержат более легкую нефть, чем основной объект разработки, расположенный в 800 м от поверхности. Пик по добыче на Фазе 2.2 предприятие прогнозирует в диапазоне от 1 до 1,5 млн тонн в 2022 году.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 16 августа 2018 > № 2702968


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Образование, наука. СМИ, ИТ > energyland.infо, 14 августа 2018 > № 2703007

Специалисты «Тюменского нефтяного научного центра» (входит в состав корпоративного научно-проектного комплекса Роснефти) разрабатывают инновационное программное обеспечение для автоматизации газовых и газоконденсатных промыслов компании.

Концепция предусматривает двухуровневую систему управления промыслом, где нижний уровень состоит из множества «автопилотов», управляющих скважинами, а верхний – это вычислительный сервер, раздающий «автопилотам» целевые параметры. Программы сервера оптимизируют работу системы добычи и подготовки продукции, существенно сокращая непроизводительные потери пластовой энергии и операционные затраты. Использование новых управляющих программ позволит получить интегральный прирост добычи газа и конденсата на уровне 2-3%.

Развитие технологического потенциала – один из ключевых элементов стратегии «Роснефть-2022». Компания уделяет особое внимание инновационной деятельности и использованию прорывных цифровых и технологических подходов, определяя технологическое лидерство как ключевой фактор конкурентоспособности на нефтяном рынке.

Разрабатываемое в «Роснефти» программное обеспечение уникально. На сегодняшний день в мире нет аналогов системам двухуровневого управления газовыми и газоконденсатными объектами. По результатам пилотных работ планируется их полномасштабное тиражирование на все газовые и газоконденсатные промыслы компании.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Образование, наука. СМИ, ИТ > energyland.infо, 14 августа 2018 > № 2703007


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 14 августа 2018 > № 2702454

38,5 млрд рублей составила выручка "Ямал СПГ".

Выручка "Ямал СПГ" в первом полугодии 2018 года составила по МСФО 38,5 млрд рублей, сообщается в отчете компании.

При этом выручка от реализации углеводородов достигла 36,5 млрд рублей при нулевом результате годом ранее, а прочая выручка увеличилась с 1,7 млрд рублей в 2017 году до 1,97 млрд рублей в нынешнем. "Ямал СПГ", который начал реализацию СПГ и конденсата с 2018 года,оформил на экспорт 1,28 млн тонн СПГ и 125,2 тыс. тонн газового конденсата.

Операционные расходы компании в первом полугодии 2018 года увеличились с 1,8 млрд рублейдо 14,6 млрд. Прибыль "Ямал СПГ" от операционной деятельности в первом полугодии составила 24,5 млрд рублей по сравнению с 0,2 млрд рублей годом ранее.

Из-за отрицательного результата от финансовой деятельности - 110,6 млрд рублей в первом полугодии 2018 года по сравнению с прибылью в 93 млн рублей годом ранее - компания зафиксировала убыток в размере 73,1 млрд рублей по сравнению с прибылью в 221 млн рублей годом ранее.

Первая очередь СПГ-завода была пущена в декабре 2017 года, первые танкеры были отгружены уже в 2018 году.Завод строится тремя очередями по 5,5 млн т СПГ в год. Ресурсной базой является Южно-Тамбейское месторождение на полуострове Ямал.

Акционерами "Ямал СПГ" являются "НОВАТЭК" - 50,1%, французская Total - 20%, китайская CNPC - 20%, китайский Фонд "Шелковый путь" (SRF) - 9,9%.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 14 августа 2018 > № 2702454


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 12 августа 2018 > № 2700401

Благодаря проекту «Ямал СПГ» Россия кратно увеличивает грузопоток по Севморпути

Первый заместитель министра энергетики Российской Федерации Алексей Текслер принял участие в торжественной церемонии открытия второй линии завода по сжижению природного газа «Ямал СПГ».

Старт запуску второй линии дали также глава Минприроды Дмитрий Кобылкин, врио губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа Дмитрий Артюхов, глава НОВАТЭКа Леонид Михельсон.

Работы над второй линией завершили с опережением графика, а первый сжиженный газ получили ещё 21 июля. Первый газ со второй линии погрузили в танкер, который направится потребителям. Мощность двух линий «Ямал СПГ» суммарно составляет около 3,5% от мирового объема рынка СПГ.

«Благодаря проекту «Ямал СПГ» Россия существенно наращивает своё присутствие на рынке СПГ и кратно увеличивает грузопоток по Северному морскому пути. Морской порт Сабетта - одна из важнейших опорных точек Северного морского пути - кратчайшего маршрута, соединяющего Европу и Азию», - подчеркнул первый замминистра Алексей Текслер.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 12 августа 2018 > № 2700401


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 августа 2018 > № 2703685

Поставщики известны. Главный криогенный теплообменник для 4-й линии Ямал СПГ поставит Криогенмаш.

Российские производители поставят аппараты воздушного охлаждения, динамическое и емкостное оборудование для 4й технологической линии (TRAIN) завода Ямал СПГ.

Список отечественных компаний, которые станут поставщиками оборудования для 4й линии Ямал СПГ, НОВАТЭК назвал 9 августа 2018 г.

Согласно документу, аппараты воздушного охлаждения, динамическое и емкостное оборудование поставят российские производители как минимум из 8 регионов РФ:

- главные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) поставит Казанькомпрессормаш (Татарстан),

- главный криогенный теплообменник поставит Криогенмаш (Московская область),

- испарители и криогенные насосы поставит Атомэнергомаш (входит в Росатом),

- криогенные детандеры будут произведены дочками Роскосмоса.

НОВАТЭК планирует построить опытную 4ю линию Ямал СПГ для отработки российской технологии производства СПГ.

Основной целью проекта является снижение себестоимости производства сжиженного природного газа (СПГ).

Мощность 4й линии Ямал СПГ составит 0,9-0,94 млн т/год против 5,5 млн т/г по каждой из первых 3 линий Ямал СПГ, построенных по зарубежной технологии.

Параметры 4й линии могут быть пересмотрены в плане увеличения мощности и снижения стоимости строительства, которая и так на 30% ниже при пересчете на тонну выпущенной продукции.

Напомним, что 1я линия Ямал СПГ была запущена 8 декабря 2017 г, 2я - 9 августа 2018 г, 3я линия может быть запущена в конце 2018 г.

Запустить 4ю линию планируется до конца 2019 г.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 10 августа 2018 > № 2703685


Россия. Азия. ДФО. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 10 августа 2018 > № 2702288

Комплекс по перевалке СПГ на Камчатке позволит увеличить экспорт в страны АТР – Медведев.

Создание транспортно-логистического узла на Камчатке утроит объем перевозок по Северному морскому пути.

Утроить объемы перевозок по Северному морскому пути, а также реализовать проект по газификации Камчатского края позволит сооружение на Камчатке комплекса по перевалке СПГ, считает премьер-министр РФ Дмитрий Медведев. «Создание такого транспортно-логистического узла позволит решить сразу несколько важных задач: значительно нарастить экспорт нашего СПГ в Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) – ожидается, что объем перевозок по Северному морскому пути здесь утроится, и путь перейдет на круглогодичную загрузку. Также это позволит обеспечить заказами российских судостроителей – планируется построить десять танкеров-газовозов ледового класса. Кроме того, есть достаточно интересная идея по газификации Камчатского края», – сказал Медведев на совещании в Петропавловске-Камчатском, посвященном проекту компании «НОВАТЭК» по строительству на Камчатке комплекса для перевалки СПГ.

Этот комплекс, отметил премьер, значительно улучшит логистику таких стратегических объектов, как «Ямал СПГ». Комплекс сможет принимать танкеры ледового класса, которые транспортируют газ по Северному морскому пути из порта Сабетта, и перегружать на обычные газовозы для доставки в страны АТР. Объем частных инвестиций в проект, уточнил Медведев, составляет порядка 70 млрд рублей, плановый срок пуска первой очереди комплекса – 2022 год.

По словам премьер-министра, этот проект в целом важен для экономики Дальнего Востока, для укрепления позиций России на рынках АТР. При этом его успешная реализация, отметил он, связана и с поддержкой со стороны государства. Он пояснил, что речь идет о создании объектов инженерной и портовой инфраструктуры, в том числе о мерах по углублению дна и сооружению системы защиты от цунами.

Буквально накануне, 9 августа, глава «НОВАТЭК» Леонид Михельсон в беседе с журналистами в Сабетте высказал надежду компании, что государство окажет поддержку строительству терминала по перевалке СПГ на Камчатке. «НОВАТЭК» планирует построить терминал грузооборотом на 20 млн тонн в год для оптимизации транспортных расходов при доставке СПГ с арктических проектов «НОВАТЭКа», расположенных на полуостровах Ямал и Гыдан, на основной рынок потребления СПГ – в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Россия. Азия. ДФО. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 10 августа 2018 > № 2702288


Россия. УФО. ЦФО > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 10 августа 2018 > № 2702277

«Русснефть» заплатила штраф в 500 тысяч рублей за строительство трубопровода без разрешения.

«Русснефть» построила нефтегазосборный трубопровод в пределах Средне-Шапшинского месторождения без разрешения на его строительство.

500 тыс. рублей штрафа выплатила по решению суда «Русснефть» из-за отсутствия необходимых документов при строительстве нефтепровода в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), сообщила прокуратура Югры. По данным природоохранной прокуратуры, возведенный трубопровод предназначен для транспортировки газоводонефтяной эмульсии.

«Природоохранная прокуратура в ходе проверки установила, что с апреля 2017 года по март 2018 года «Русснефть» осуществляла строительство нефтегазосборного трубопровода в пределах Средне-Шапшинского месторождения нефти в Нефтеюганском районе без разрешения на его строительство», – говорится в сообщении на сайте прокуратуры. В связи с выявленными нарушениями природоохранной прокуратурой в Арбитражный суд Москвы было направлено заявление о привлечении компании к административной ответственности по ч.1 ст.9.5 КоАП РФ (строительство объекта капитального строительства без разрешения на строительство). По решению суда компания была привлечена к штрафу на 500 тыс. рублей. В настоящее время «Русснефть» устранила все нарушения закона, отмечается в сообщении.

Средне-Шапшинское месторождение входит в Шапшинскую группу, которая также включает Верхне-Шапшинское и Нижне-Шапшинское месторождения. Общие извлекаемые запасы углеводородов трех месторождений составляют 98 млн тонн.

Россия. УФО. ЦФО > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 10 августа 2018 > № 2702277


Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 10 августа 2018 > № 2702273

Строительство 4-й очереди завода «Ямал СПГ» одобрено банками.

Четвертая линия «Ямал СПГ» будет впервые построена по собственной технологии «НОВАТЭКа».

Одобрение банков получил «Ямал СПГ» на строительство 4-й очереди на 0,9 млн тонн в год. Уже практически закончилось размещение заказов на производство оборудования, сообщил журналистам глава «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон. По его словам, параметры четвертой линии «Ямал СПГ», которая будет впервые построена по собственной технологии «НОВАТЭКа» «Арктический каскад» на основе российских технологий и комплектующих, могут быть пересмотрены в плане увеличения мощности и снижения стоимости строительства. «Мы посмотрим на работу этой технологии и уже будем смотреть в будущем на возможность использования линий большей мощности. Если мы сейчас говорим об экономии в 30%, то если будем делать по нашей технологии, это будет еще больше», – отметил он.

«28 августа хотим провести совещание в Челябинской области, в начале сентября – в Нижегородской области с поставщиками, которые будут участвовать в «Арктик СПГ 2», – сообщил также Михельсон.

Михельсон оценил мощность линии для «Ямал СПГ» в 940 тыс. тонн в год, хотя раньше говорилось о 900 тыс. тонн.

Четвертую очередь «Ямал СПГ» планируется запустить к концу 2019 года. Она должна работать на базе запатентованной НОВАТЭКом собственной технологии «Арктический каскад», которая рассчитана на российское оборудование и обеспечивает высокую энергоэффективность за счет максимального использования условий арктического климата. Предполагается, что энергозатраты при производстве СПГ будут на 20% меньше, чем при использовании традиционной технологии американской компании Air Products.

Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 10 августа 2018 > № 2702273


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 августа 2018 > № 2703136

Гидроразрыв пласта показал эффективность на Мессояхе. Впервые в периметре «Газпром нефти» произведен МГРП на сеноманских залежах.

На Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) проведен многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) на сеноманских залежах.

Об этом «Мессояханефтегаз» (СП «Газпром нефти» и «Роснефти», сообщил 9 августа 2018 г.

Подобная операция была выполнена впервые в периметре «Газпром нефти».

МГРП был проведен в горизонтальной скважине на глубине 857 м и состоял из 5 стадий.

В ходе МГРП было использовано 139 т проппанта и 530 м3 жидкости.

Запускной дебит скважины после проведения МГРП составил 100 м3/сут жидкости с 50% обводненностью.

Это на 40% продуктивнее, чем расчетный потенциал традиционной горизонтальной скважины при бурении в схожих геологических условиях.

Опыт проведения гидроразрыва пласта (ГРП) на сеноманских нефтеносных горизонтах ограничен как в российской, так и в зарубежной практике.

Традиционно считается, что эта технология не подходит для трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) вязкой нефти, залегающих в песчаных слабоконсолидированных коллекторах на небольших глубинах в условиях низких температур.

Именно эти особенности и свойственны Восточной Мессояхе, где основной пласт ПК1-3 залегает на небольшой глубине (около 800 м), но характеризуется низкой пластовой температурой (16оС) и высокой вязкостью (111 сПз).

Сложная геология залежи создает риски формирования нестандартных трещин при проведении ГРП, прорыва воды и газа в добывающую скважину.

Эффективность ГРП обеспечена с помощью комплексных подготовительных мероприятий, направленных на повышение точности прогнозирования результатов операции:

- была проведена отработка наиболее перспективных решений;

- построена 3D-геомеханическая модель участка;

- проведен цикл лабораторных и геофизических исследований;

- составлена программа внутрискважинных работ;

- подготовлены технические решения по отработке скважин в условиях автономии.

Эти работы специалисты «Мессояханефтегаза» провели совместно с Научно-техническим центром (НТЦ) «Газпром нефти».

В рамках пошаговой проектной логики ГРП сначала был выполнен на вертикальных скважинах с расширенной геофизикой.

На основе полученных данных геологи «Мессояханефтегаза» реализовали проект на горизонтальной скважине.

При операции был применен современный гибридный дизайн многостадийного ГРП, разработанный при непосредственном участии специалистов НТЦ «Газпром нефти».

Результатами высокотехнологичной операции по интенсификации притока «Мессояханефтегаз» остался доволен.

Эксперты предприятия подчеркивают, что данные результаты сопоставимы с эффектом применения технологии fishbone, при которой от горизонтальной скважины бурятся необсаженные отростки.

Этот метод сегодня входит в число приоритетных при разработке трудноизвлекаемых запасов Восточной Мессояхи.

Скважины с fishbone и многоствольные скважины составляют 25% эксплуатационного фонда Мессояханефтегаза.

Этот арсенал новых технологий может пополнить МГРП на сеноманских залежах, позволяя команде проекта выбирать оптимальные технологии.

Решение о включении технологии ГРП в стратегический план развития проекта будет принято на основе мониторинга дальнейшей продуктивности скважины после МГРП.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 августа 2018 > № 2703136


Норвегия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 августа 2018 > № 2703133

Переход прав. Правительство РФ разрешило передать лицензию на Северо-Комсомольский участок недр СП Роснефти и Equinor.

Правительство РФ одобрило передачу лицензии на Северо-Комсомольский участок недр от Роснефти СевКомНефтегазу, СП Роснефти и Equinor (бывшей Statoil).

Соответствующее распоряжение премьер-министр РФ Д. Медведев подписал 8 августа 2018 г.

Распоряжением правительства РФ разрешен переход к СевКомНефтегазу права пользования Северо-Комсомольским участком недр федерального значения, расположенным на территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО).

Площадь участка недр составляет 1368,91 км2.

Участок содержит Северо-Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ).

Месторождение является 1 из крупнейших по запасам высоковязкой нефти.

Основным объектом разработки Северо-Комсомольского месторождения является пласт ПК1.

По последним данным, остаточные извлекаемые запасы нефти и газового конденсата (АВ1В2) составляют 203 млн т, газа - 179 млрд м3.

Роснефть и Statoil подписали соглашение о сотрудничестве в рамках Северо-Комсомольского месторождения в 2013 г.

Пилотный проект по бурению и испытанию 2 скважин, позволяющих добывать высоковязкую нефть пласта ПК-1 Северо-Комсомольского месторождения, оказался успешным.

В результате работ в 2015-2016 гг запасы нефти и газового конденсата по категории 2P увеличились с 52 до 111 млн т.

Начало этапа опытно-промышленной эксплуатации пласта ПК-1 заложит основу для полномасштабной разработки месторождения.

В сентябре 2017 г РН-Разведка и добыча, дочка Роснефти, и Statoil Russia AS подписали акционерное и операционное соглашение в отношении СевКомНефтегаза.

На базе СевКомНефтегаза будет осуществляться совместная разработка Северо-Комсомольского НГКМ.

В соответствии с соглашением, Statoil приобретет 33,33% в СевКомНефтегазе.

Кроме того, соглашение утверждает порядок управления активом в стадии разработки.

Норвегия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 августа 2018 > № 2703133


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 августа 2018 > № 2703129

Ямал СПГ отгрузил 1-ю партию СПГ после запуска 2-й технологической линии завода.

Ямал СПГ произвел отгрузку 1й партии сжиженного природного газа (СПГ), произведенной на 2й технологической линии (TRAIN) в режиме пусконаладочных работ под нагрузкой на полной мощности.

Об этом пресс-служба губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) сообщила 9 августа 2018 г.

В торжественной церемонии, посвященной запуску 2й линии Ямал СПГ приняли участие замминистра энергетики РФ А. Текслер, глава Минприроды Д. Кобылкин, глава НОВАТЭКа Л. Михельсон, гендиректор Ямал СПГ Е. Кот, а также врио губернатора ЯНАО Д. Артюхов.

Церемония была гораздо более скромной, чем торжества по поводу запуска 1й линии Ямал СПГ, на которых присутствовал президент РФ В. Путин.

Танкер-газовоз Псков с 1й партией СПГ со 2й линии Ямал СПГ должен покинуть порт Сабетта вечером 9 августа 2018 г.

Всего с проекта уже отгружено 47 танкерных партий СПГ - это более 3,5 млн т СПГ.

Первый СПГ на 2й линии был получен 21 июля 2018 г, за 8,5 суток с момента подачи сырьевого газа.

В настоящее время производство ведется в плановом режиме на номинальной мощности, произведено уже более 250 тыс т СПГ.

С учетом опыта 1й технологической линии, строительство и пусконаладка 2й сделаны в более сжатые сроки, с опережением запланированного графика.

Уже в апреле 2018 г был выполнен 1й розжиг газовых турбин компрессоров 2й линии.

Изначально 2ю линию Ямал СПГ планировалось запустить в конце 2018 г.

Проект Ямал СПГ реализуется на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения.

Мощность СПГ-завода составит 16,5 млн т/год СПГ (3 линии по 5,5 млн т/год).

Планируется строительство опытной 4й линии мощностью 0,94 млн т/год, на которой будет отрабатываться российская технология производства СПГ для снижения себестоимости производства СПГ.

Акционерами Ямал СПГ являются НОВАТЭК с долей участия 50,1%, Total - 20%, CNPC - 20%, Фонд Шелкового Пути - 9,9%.

Проект Ямал СПГ успешно развивается.

Законтрактовано 96% СПГ, производящегося на заводе Ямал СПГ.

Основными покупателями СПГ являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона, с 19 июля 2018 г стартовали регулярные поставки СПГ в Китай.

Совокупная доля 2 линий Ямала СПГ уже составляет около 3,5% от мирового объема рынка СПГ и проект становится значимым на мировой карте СПГ-индустрии, отметил Л. Михельсон.

Востребованность российского СПГ подталкивает НОВАТЭК к ускоренному запуску технологических линий Ямал СПГ.

Запуск 1й технологической линии (TRAIN) проекта Ямал СПГ состоялся в декабре 2017 г с опережением графика.

Ввод в эксплуатацию 2й линии произведен на 6 месяцев раньше запланированного срока.

Запуск 3й линии планируется в начале 2019 г, а все 4 линии будут запущены до конца 2019 г.

Это позволяет НОВАТЭКу строить большие планы на будущее.

Компания увеличила свой прогноз по производству СПГ к 2030 г до 55-60 млн т.

Стратегическая цель - к 2030 г производить 55-60 млн т/год СПГ, сообщил Л. Михельсон.

Ранее в стратегии компании до 2030 г НОВАТЭК планировал производить 55-57 млн т/год, то есть на 3 млн т/год меньше.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 августа 2018 > № 2703129


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 августа 2018 > № 2702249

Вторая очередь завода «Ямал СПГ» запущена.

Изначально её планировалось пустить в конце 2018 года.

Вторую очередь завода по сжижению природного газа ввел в эксплуатацию «Ямал СПГ». Изначально её планировалось пустить в конце 2018 года. Отгрузка первой танкерной партии со второй линии прошла 9 августа. Первый СПГ на второй линии, которая работает с проектной производительностью 5,5 млн тонн в год, был получен 21 июля, говорится в сообщении компании. По словам гендиректора «Ямал СПГ» Евгения Кота, «первый СПГ на второй линии был получен за 8,5 суток с момента подачи сырьевого газа, в настоящее время производство ведется в плановом режиме на номинальной мощности, произведено уже более 250 тысяч тонн СПГ».

«Проект, – приводит слова главы «НОВАТЭКа» Леонида Михельсона пресс-служба компании, – реализуется в рамках первоначального бюджета и со значительным опережением сроков ввода производственных линий. Запуск третьей линии очереди также ожидается со значительным опережением графика – это выдающееся достижение в масштабах мировой СПГ-индустрии. Совокупная доля двух линий «Ямала СПГ» уже составляет около 3,5% от мирового объема рынка СПГ, и проект становится значимым на мировой карте СПГ-индустрии. Наша стратегическая цель – к 2030 году производить 55-60 млн тонн СПГ в год».

Первая очередь завода введена в декабре 2017 года, третью предполагается запустить в конце 2018 – начале 2019 года. В конце 2019 года будет пущена еще одна очередь завода на 900 тыс. тонн в год. Всего с проекта уже отгружено 47 танкерных партий, или более 3,5 млн тонн СПГ.

Ресурсной базой «Ямала СПГ» является Южно-Тамбейское месторождение на северо-востоке полуострова Ямал. Акционеры проекта – НОВАТЭК (50,1%), Total (20%), CNPC (20%) и Фонд Шелкового пути (9,9%). Первая очередь завода мощностью 5,5 млн тонн в год была введена в эксплуатацию в декабре 2017 года; по итогам года завод произвел около 0,3 млн тонн СПГ. Запуск второй и третьей очереди такой же мощности намечался на III квартал 2018-го и 2019 год соответственно.

В 2019 году НОВАТЭК также собирается принять окончательное инвестиционное решение по проекту «Арктик СПГ 2»; завод должен строиться на полуострове Гыдан на другом берегу Обской губы. Три очереди общей мощностью 19,8 млн тонн в год планируется последовательно запустить с 2023 по 2025 год.

Основным перспективным рынком сбыта сжиженного газа из российской Арктики считаются страны АТР. В июле первая партия газа «Ямала СПГ» была доставлена в Китай. СПГ-танкеры ледового класса впервые в истории прошли Северным морским путем из арктического порта Сабетта в китайский порт Цзянсу Жудун без ледокольного сопровождения.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 августа 2018 > № 2702249


Россия. УФО > Экология. Нефть, газ, уголь. Транспорт > mnr.gov.ru, 9 августа 2018 > № 2701511

Дмитрий Кобылкин дал старт отгрузкам СПГ второй очереди завода «Ямал СПГ» в арктическом порту Сабетта (Ямало-Ненецкий автономный округ)

Сегодня, 9 августа, в поселке Сабетта на Ямале официально введена в эксплуатацию вторая очередь завода «Ямал СПГ». В официальной церемонии участвовали министр природных ресурсов и экологии РФ Дмитрий Кобылкин, временно исполняющий обязанности Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа Дмитрий Артюхов, Председатель Правления ПАО «НОВАТЭК» Леонид Михельсон, заместитель министра энергетики РФ Алексей Текслер генеральный директор «Ямал СПГ» Евгений Кот, иностранные партнёры и трудовой коллектив завода. Старт очередной производственной линии состоялся почти на полгода раньше срока.

Напомним, компания «Ямал СПГ» реализует проект строительства завода сжиженного природного газа на базе Южно-Тамбейского месторождения. Акционеры — "Новатэк" (50,1%), Total (20%), CNPC (20%) и Фонд Шелкового пути (9,9%). В рамках проекта запланированы три технологические линии мощностью 5,5 миллиона тонн каждая и четвертая, - почти на 1 миллион.

Старт первой линии завода и первые отгрузки СПГ состоялись в декабре 2017 года при личном участии Главы Государства Владимира Путина.

В арктическом посёлке Сабетта действует международный морской порт Сабетта, ставший воротами Северного Морского пути.

«Мы с вами находимся в уникальной точке роста промышленности и экономики России. Сегодня очередной трудовой подвиг совершён в Российской Арктике: раньше срока стартовало производство. Всё это не просто и очень важно для достижения задач Указа Президента страны о развитии Северного морского пути, увеличения грузопотока до 80 миллионов тонн. Сабетта, «Ямал СПГ» обеспечивают рывок в экономике России. Кроме того, проект находится на виду у всего мира и международных экспертов и экологов. И именно здесь в применены лучшие природосберегающие технологии и уникальные экологические решения для Арктики», - прокомментировал Дмитрий Кобылкин.

В настоящее время Минприроды России работает над созданием надежной системы метеонаблюдений и сопровождения судов в ледовой обстановке. Приоритет профильного направления деятельности министерства определён как сохранение баланса между сохранением и освоением богатой, но хрупкой природы Арктики.

Россия. УФО > Экология. Нефть, газ, уголь. Транспорт > mnr.gov.ru, 9 августа 2018 > № 2701511


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 9 августа 2018 > № 2700416

«Роснефть» установила новый рекорд отрасли по суточной проходке бурения, который составил 56 708 метров. Предыдущий рекорд, зафиксированный чуть менее года назад, составил 53 094 метра.

Рост показателей бурения стал возможен благодаря совершенствованию системы планирования и управления бурением и эффективному внедрению новых технологий. Так, на Ванкорском месторождении впервые в России проведено успешное испытание технологии управляемого бурения на обсадной колонне с извлекаемой компоновкой низа бурильной колонны в секции кондуктора. В общей сложности было пробурено и обсажено 1200 метров породы.

Внедряемая технология конвейерного бурения позволяет сократить цикл строительства скважин за счет оптимизации технологических операций, что ускоряет процесс до 5%. Все мероприятия, реализуемые Службой строительства скважин компании, направлены на достижение стратегической цели по сокращению стоимости и цикла строительства.

Основной вклад в повышение показателей внесли крупные добычные активы «Роснефти». Так в ООО «РН-Юганскнефтегаз» за первое полугодие 2018 года средняя коммерческая скорость бурения выросла на 2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составила более 6,4 тыс. м/ст-мес. В июне установлен отраслевой рекорд по строительству горизонтальных скважин с уникальной комбинированной эксплуатационной колонной. На объектах предприятия закончена бурением скважина с глубиной более 4,7 км и длиной горизонтального участка более 1,5 км за 13,4 суток.

За первое полугодие 2018 г. АО «Самотлорнефтегаз» нарастило объем эксплуатационного бурения на 37% по сравнению с показателями прошлого года. С учетом поисково-разведочного бурения проходка составила 565 тыс. метров. Во втором квартале, был установлен рекорд – горизонтальная скважина была пробурена за 16,2 суток, коммерческая скорость бурения составила 5054 м/ст. мес.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 9 августа 2018 > № 2700416


США. Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 9 августа 2018 > № 2698737

«Поменять зелененькую бумагу». Как санкции США ускорят отказ от доллара в расчетах

Андрей Злобин

редактор Forbes.ru

Совладелец «Новатэка», попавшего в санкционный список США в июле 2014 года, миллиардер Леонид Михельсон запустил вторую очередь завода «Ямал СПГ» на полгода раньше срока

Ужесточение Вашингтоном антироссийских санкций ускорит процесс перехода взаиморасчетов России и ее партнеров с доллара на национальные валюты. Об этом заявил в четверг, 9 августа, председатель и совладелец «Новатэка» F 9 (№551 в рейтинге крупнейших публичных компаний мира Forbes) российский миллиардер Леонид Михельсон F 3.

Он напомнил, что вопрос о расчетах в национальных валютах уже давно обсуждается с самыми крупными торговыми партнерами России и даже арабские страны начинают об этом думать и говорить. По мнению Михельсона, если американские санкции будут приняты и создадут тем самым сложности главным российским банкам, то этот процесс просто пойдет быстрее. «Надо поменять бумагу зелененькую», — сказал миллиардер по поводу доллара США (цитата по «Интерфаксу»). И подчеркнул, что партнеры, которые есть у России, никуда не собираются уходить и планируют развивать это партнерство и дальше.

3 августа шесть американских сенаторов, представляющих обе основные партии страны, внесли на рассмотрение Конгресса США законопроект, грозящий России существенными новыми санкциями. Это так называемый «Акт по защите американской безопасности от агрессии Кремля от 2018 года» (Defending American Security from Kremlin Aggression Act of 2018). Документ предполагает в том числе запрет операций в США и заморозку активов семи российских банков, в том числе Сбербанка, ВТБ, ВЭБ и Промсвязьбанка. Эта мера лишит российские банки возможности проводить стандартные долларовые расчеты через корреспондентские счета в банках США.

В отношении компании «Новатэк», в которой миллиардеру Леониду Михельсону принадлежат 24,76% акций, а миллиардеру Геннадию Тимченко F 5 — 23,5% акций, США ввели санкции в июле 2014 года. Тимченко попал в американский санкционный список в марте 2014 года. Михельсон наряду со всеми миллиардерами стал фигурантом так называемого «кремлевского доклада» Минфина США в январе 2018 года.

Свое заявление по поводу перехода России и ее партнеров на взаиморасчеты в национальных валютах Михельсон сделал сразу после ввода в эксплуатацию второй очереди завода по сжижению природного газа. «Завод «Ямал СПГ» произвел отгрузку танкерной партии СПГ, полученной на второй технологической линии», — говорится в пресс-релизе, присланном 9 августа в Forbes пресс-службой «Новатэка».

В компании отметили, что проект «Ямал СПГ» реализуется в рекордные сроки. Первая технологическая линия проекта «Ямал СПГ» была запущена в декабре 2017 года. Вторую очередь планировалось запустить в конце 2018 года, но это произошло на шесть месяцев раньше. «Проект реализуется в рамках первоначального бюджета и со значительным опережением сроков ввода производственных линий», — сказал по этому поводу Михельсон. Он заверил, что запуск третьей очереди также ожидается со значительным опережением графика.

Производство сжиженного газа на второй линии уже достигло проектной мощности в 5,5 млн т СПГ в год. Совокупная мощность двух запущенных линий составляет 11 млн т СПГ в год и составляет около 3,5% от мирового объема рынка СПГ. «Наша стратегическая цель — к 2030 году производить 55–60 млн т СПГ в год», — отметил совладелец «Новатэка».

В рамках проекта «Ямал СПГ» общей стоимостью $27 млрд строится завод по производству сжиженного природного газа на базе Южно-Тамбейского месторождения на полуострове Ямал. Всего должны быть построены четыре технологические линии. Три из них мощностью 5,5 млн т СПГ в год и одна мощностью 900 000 т сжиженного газа в год.

Запуск третьей линии запланирован на конец 2018 — начало 2019 года. В конце 2019 года должна быть запущена четвертая очередь завода.

Всего с проекта «Ямал СПГ» уже отгружено 47 танкерных партий, или более 3,5 млн т сжиженного газа. Несмотря на обилие введенных Вашингтоном антироссийских санкций, этот газ поступает в том числе на рынок США и Великобритании. Весной 2018 года половина британского импорта сжиженного природного газа в этом году пришлась на поставки из России, отношения с которой у Лондона осложнились после отравления в Солсбери в начале марта бывшего полковника ГРУ Сергея Скрипаля и его дочери Юлии. С начала января до середины марта три из шести танкеров со сжиженным газом прибыли на терминалы в Великобритании с проекта «Ямал-СПГ».

Две поставки российского СПГ в Великобританию были организованы малазийской компанией Petronas. Еще один танкер с российским СПГ был доставлен в страну британско-нидерландской Royal Dutch Shell после того, как морозы привели к росту цен на газ в Великобритании.

Еще несколько грузов СПГ с «Ямала-СПГ» были направлены в Бостон в США.

Акционерами проекта «Ямал СПГ» являются российский «Новатэк» (50,1%), французская Total (20%) и китайские CNPC (20%) и Фонд Шелкового пути (9,9%). Основными владельцами «Новатэка» являются миллиардеры Михельсон (24,8%) и Тимченко (23,5%), а также французская Total (19%) и российский «Газпром» (10%).

США. Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 9 августа 2018 > № 2698737


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 8 августа 2018 > № 2702932

Транснефть-Урал ввела в эксплуатацию 3 новых магистральных насоса на ЛПДС Медведское в Курганской области.

На линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) Медведское Курганского нефтепроводного управления Транснефть-Урал введены в эксплуатацию 3 новых центробежных магистральных насоса по перекачке нефти.

Об этом Транснефть-Урал, дочка Транснефти, сообщила 8 августа 2018 г.

Работы проводились в рамках Программы техперевооружения и реконструкции объектов Транснефть-Урал на 2018 г.

2 магистральных насосных агрегата (МНА №1 и №4) смонтированы в нефтенасосной магистрального нефтепровода (МНП) Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск.

Еще 1 насосный агрегат (МНА №1) - в нефтенасосной МНП Нижневартовск - Курган - Куйбышев.

В ходе работ произведена установка и подключение новых насосов к технологическим трубопроводам, системам автоматики, маслоснабжения, сбора утечек и дренажа.

Ранее использовавшиеся насосы отключены и демонтированы.

Центробежные магистральные насосы НМ 10000-210 произведены на заводе Транснефть Нефтяные Насосы.

Насосы производства Транснефть Нефтяные Насосы в Курганском нефтепроводном управлении установлены впервые.

2 агрегата из установленных (МНА №1 МНП Нижневартовск - Курган - Куйбышев и МНА №1 МНП Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск) - 1е насосы, изготовленные Транснефть Нефтяные Насосы по собственной конструкторской документации.

Еще 1 агрегат изготовлен Транснефть Нефтяные Насосы по конструкторской документации Турбонасоса.

Новые магистральные насосные агрегаты по сравнению с ранее использовавшимся оборудованием конструкции завода Насосэнергомаш, произведенных в 1970х гг, имеют повышенную надежность и КПД, больший межремонтный интервал.

Установка новых насосов обеспечит повышение эксплуатационной надежности оборудования, бесперебойную транспортировку нефти.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 8 августа 2018 > № 2702932


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Финансы, банки > oilcapital.ru, 8 августа 2018 > № 2702243

На 32% сократилась чистая прибыль «СИБУРа» в I полугодии 2018.

Выручка в I полугодии выросла на 21,6%.

За первое полугодие чистая прибыль «СИБУРа» по МСФО составила 44,1 млрд рублей, сократившись на 32% по сравнению с уровнем соответствующего периода 2017 года, когда чистая прибыль составляла 64,8 млрд рублей, сообщается в отчете компании.

Выручка в I полугодии выросла на 21,6% – до 257,7 млрд рублей, операционные расходы увеличились на 21% – до 186 млрд рублей. Показатель EBITDA в отчетном периоде вырос на 19% и составил 89,2 млрд рублей по сравнению с 75,2 млрд рублей годом ранее, однако рентабельность по EBITDA снизилась с 35,5% в первом полугодии 2017 года до 34,6% в отчетном периоде.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Финансы, банки > oilcapital.ru, 8 августа 2018 > № 2702243


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Транспорт > oilcapital.ru, 8 августа 2018 > № 2702240

Цистерны для перевозки СУГ на 4,4 млрд рублей продает «Сибур».

Покупателя холдинг не называет.

«СИБУР» намерен в течение года продать «третьей стороне на рыночных условиях» принадлежащие компании цистерны для перевозки сжиженных углеводородных газов (СУГ), сообщили в компании. По состоянию на 30 июня 2018 года балансовая стоимость активов, предназначенных для продажи, составляет 4,4 млрд рублей.

В апреле «СИБУР» создал «Нефтехимическую транспортную компанию» (НХТК), но уже 25 апреля совет директоров холдинга рассматривал вопрос «о согласии на совершение сделки по отчуждению доли «НХТК».

«НХТК» выполняет вспомогательную деятельность, связанную с перевозками, а также ремонтом и техническим обслуживанием транспортных средств, осуществляет грузовые железнодорожные перевозки, предоставляет железнодорожные маневровые или буксировочные услуги, занимается арендой и лизингом железнодорожного транспорта и оборудования. Уставный капитал компании – 1 млн рублей.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Транспорт > oilcapital.ru, 8 августа 2018 > № 2702240


Россия. ОПЕК. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 8 августа 2018 > № 2702229

Русское месторождение «Роснефть» введет до конца года.

Если условия сделки ОПЕК+ не изменятся, то месторождение будет введено в эксплуатацию к концу ноября 2018 года.

Ввести в эксплуатацию Русское месторождение «Роснефть» намерена к концу ноября, если не будет принято никаких изменений в худшую стороны в рамках сделки ОПЕК+, сообщил в ходе телеконференции первый вице-президент компании Эрик Лирон.

Запуск в эксплуатацию Русского месторождения был отложен «Роснефтью» в 2017 году перед принятием решения ОПЕК+ о продлении ограничений по нефтедобыче.

Сейчас на Русском месторождении идет подготовка к технологическому запуску объектов приемно-сдаточного пункта (ПСП) «Заполярное» и напорного нефтепровода, соединяющего центральный пункт сбора нефти (ЦПС) и ПСП «Заполярное». На конец июня на месторождении пробурено 147 скважин с потенциалом добычи нефти более 9,5 тыс. тонн в сутки

Россия. ОПЕК. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 8 августа 2018 > № 2702229


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром > energyland.infо, 8 августа 2018 > № 2700424

СИБУР отчитался на полугодие: готовность «ЗапСибНефтехима» выросла с 71% до 84%

Капитальные вложения компании в связи мегастройкой в первом полугодии 2018 года выросли на 44,3% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составили 70,3 млрд рублей. Показатель EBITDA компании вырос на 18,7% и составил 89,2 млрд рублей

СИБУР сообщил о финансовых и операционных результатах деятельности по МСФО за 1 полугодие 2018 года. Председатель правления «СИБУР Холдинг» Дмитрий Конов отмечает: «В первом полугодии 2018 года СИБУР продемонстрировал уверенные показатели продаж и выручки. Данный результат подтверждает эффективность реализуемой нами стратегии развития, направленной на рост производства современной продукции с высокой добавленной стоимостью. В текущем периоде мы достигли исторически рекордного уровня показателя EBITDA на базе последних двенадцати месяцев, который составил 175 млрд рублей. Важно отметить прогресс в реализации проекта строительства комплекса «ЗапСибНефтехим» как самого масштабного проекта в развитии нефтехимической отрасли России».

Ключевые операционные показатели:

Рост фракционирования широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) на 5,6%[i] год к году

Увеличение объемов реализации сжиженных углеводородных газов (СУГ) на 18,4% год к году

Рост объемов реализации полипропилена на 5,4% год к году

Рост объемов реализации эластомеров на 4,2% год к году

Ключевые финансовые показатели:

Рост показателя EBITDA на 18,7% год к году

Увеличение выручки на 21,6% год к году благодаря позитивной ценовой динамике в большинстве продуктовых групп и продолжающемуся эффекту от ранее введенных в строй и расширенных мощностей

Рост выручки от продаж в сегменте олефинов и полиолефинов на 13% год к году; по мере запуска мощностей комплекса «ЗапСибНефтехим», начиная с 2020 года доля данного сегмента в выручке будет возрастать

Увеличение выручки от продаж в сегменте Газопереработки и инфраструктуры* на 34,4% год к году

Результаты операционной деятельности:

Благодаря инвестициям в высокотехнологичные решения и фокусу на повышение производительности, СИБУР продолжил повышать операционную эффективность.

В первом полугодии 2018 года газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) СИБУРа переработали 10,8 млрд куб. метров[ii] попутного нефтяного газа (ПНГ), увеличив показатели аналогичного периода 2017 года на 0,7%. В результате на ГПЗ было выработано 9,4 млрд куб. метров2 природного газа. Объем фракционирования ШФЛУ вырос на 5,6% и составил 3,7 млн тонн1, дополнительные объемы позволили увеличить объемы реализации СУГ на 18,4% до 2,6 млн тонн. Объем реализации природного газа незначительно превысил показатель аналогичного периода 2017 года и составил 9 млрд куб. метров.

За счет постоянно растущего спроса на продукты нефтехимии, СИБУР увеличил объемы реализации большинства наименований по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Продажи полипропилена увеличились на 5,4% до 293 тыс. тонн, несмотря на проведенный в Тобольске плановый остановочный ремонт производства полипропилена, что было компенсировано более динамичным ростом продаж данного продукта с других собственных заводов и совместных предприятий. Объем продаж полиэтилена (ПЭНП) вырос на 3% до 136 тыс. тонн, в основном за счет спроса на рынках Европы и Китая, где наблюдалась благоприятная ценовая конъюнктура. Объемы реализации пластиков и продуктов оргсинтеза снизились на 4,4% до 387 тыс. тонн вследствие изменения графика остановочных ремонтов по отдельным производственным площадкам относительно аналогичного периода 2017 года. В результате заключения новых контрактов объем продаж эластомеров вырос на 4,2% до 248 тыс. тонн.

Финансовые результаты:

В первом полугодии 2018 года выручка компании выросла на 21,6% по сравнению с аналогичным периодом 2017 года и составила 257,7 млрд рублей со следующей динамикой по бизнес-сегментам:

Наибольший вклад в общий рост внес сегмент Газопереработки и инфраструктуры*: его выручка увеличилась на 34,4% до 106,5 млрд рублей в основном за счет роста объемов продаж СУГ и позитивной ценовой динамики для данного продукта по сравнению с аналогичным периодом 2017 года.

Выручка сегмента Олефинов и полиолефинов увеличилась на 13% и составила 48,2 млрд рублей. Рост был преимущественно связан с динамикой цен на полипропилен, БОПП-пленки и этилен, мощности по производству которых компания ранее расширила или ввела в строй. В свою очередь, рост был компенсирован небольшим снижением выручки от продаж полиэтилена.

Выручка сегмента Пластиков, эластомеров и промежуточных продуктов увеличилась на 2,6% до 78,2 млрд рублей в основном за счет позитивной ценовой динамики пластиков и продуктов оргсинтеза.

Показатель EBITDA компании вырос на 18,7% и составил 89,2 млрд рублей благодаря росту данного показателя на 58% в сегменте Газопереработки и инфраструктуры, компенсировавшему снижение показателя в нефтехимических бизнесах на фоне сузившихся спредов.

В первом полугодии 2018 года чистая прибыль сократилась на 30,3% и составила 45,9 млрд рублей: основной фактор снижения - отражение прибыли от продажи АО «Уралоргсинтез» в аналогичном периоде 2017 года, а также убытков от курсовых разниц, связанных со снижением курса рубля против доллара США и евро и соответствующей переоценкой долговых обязательств в иностранной валюте.

Капитальные вложения компании в первом полугодии 2018 года выросли на 44,3% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составили 70,3 млрд рублей. Повышение уровня капвложений связано с ростом объемов финансирования проекта «ЗапСибНефтехим» со значительным прогрессом реализации проекта. Общий прогресс по реализации проекта вырос с 71% на 1 января 2018 года до 84% на 30 июня 2018 года. На 30 июня 2018 года сумма накопленных инвестиций в проект с начала его финансирования составила 354 млрд рублей, что эквивалентно 6 млрд долларов США.

Долговые обязательства:

По состоянию на 30 июня 2018 года общая сумма долговых обязательств компании составила 325,5 млрд рублей, увеличившись на 4,2% по сравнению с 31 декабря 2017 года. Рост показателя произошел вследствие новых выборок в рамках кредитных линий, привлеченных для реализации проекта «ЗапСибНефтехим», а также ослабления российского рубля относительно доллара США и евро.

Чистый долг СИБУРа на 30 июня 2018 года вырос на 14,3% по сравнению с 31 декабря 2017 года и составил 301,7 млрд рублей. При этом, рост общего долга был компенсирован снижением задолженности не связанной со строительством проекта «ЗапСибНефтехим».

Соотношение чистый долг/EBITDA составило 1,7х на 30 июня 2018 года.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром > energyland.infо, 8 августа 2018 > № 2700424


Россия. УФО > Транспорт. Нефть, газ, уголь. Металлургия, горнодобыча > gudok.ru, 8 августа 2018 > № 2698961

С начала года погрузка на Южно-Уральской железной дороге составила 47,7 млн тонн, что на 0,6% меньше показателя января - июля 2017 года, сообщила пресс-служба магистрали.

Железной дорогой погружено 7,4 млн тонн нефти и нефтепродуктов (плюс 7,3% к январю-июлю 2017 года); 10,9 млн тонн черных металлов (плюс 0,2%); 15,8 млн тонн строительных грузов (минус 6,1%); 1,7 млн тонн руды цветной и серного сырья (минус 5,2%); 1,5 млн тонн химикатов и соды (соответствует показателю прошлого года); 1,4 млн тонн зерна (рост в 2,3 раза к 2017 году); 0,9 млн тонн промышленного сырья и формовочных материалов (минус 16,4%); 69,8 тыс. тонн лесных грузов (плюс 29,1%); 41,8 тыс. тонн химических и минеральных удобрений (минус 9,8%).

«Грузооборот вырос на 2,8% к аналогичному периоду прошлого года и составил 109,6 млрд тарифных тонно-км», — говорится в сообщении.

В свою очередь, в июле 2018 года погрузка на Южно-Уральской железной дороге составила 7 млн тонн, что ниже показателя июля 2017 года на 4,2%. Грузооборот в июле снизился на 0,2% и составил 16,2 млрд тарифных тонно-км.

Анна Булаева

Россия. УФО > Транспорт. Нефть, газ, уголь. Металлургия, горнодобыча > gudok.ru, 8 августа 2018 > № 2698961


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Финансы, банки > neftegaz.ru, 7 августа 2018 > № 2702665

Эхо продажи Уралоргсинтеза. Чистая прибыль СИБУРа по МСФО в 1-м полугодии 2018 г снизилась на 30%.

Чистая прибыль СИБУРа по МСФО в 1м полугодии 2018 г снизилась на 30,3% по сравнению с 1м полугодием 2018 г и составила 45,87 млрд руб.

Об этом СИБУР сообщил 7 августа 2018 г.

Снижение чистой прибыли обусловлено рядом факторов.

Основной из них - высокая прибыль за 1е полугодие 2017 г, когда СИБУР получил деньги от продажи Уралоргсинтеза.

Также свою роль сыграли убытки от курсовых разниц из-за ослабления рубля.

Выручка СИБУРа выросла на 21,6% и составила 257,7 млрд руб.

Рост выручки обусловлен за счет позитивной ценовой динамики в большинстве продуктовых групп и продолжающемуся эффекту от ранее введенных в строй и расширенных мощностей.

Выручка в сегменте газопереработки и инфраструктуры выросла на 34,4%, до 106,5 млрд руб, в сегменте олефинов и полиолефинов - на 13,0%, до 48,2 млрд руб, в сегменте пластиков, эластомеров и промежуточных продуктов - на 2,6%, до 78,2 млрд руб.

При этом операционные расходы увеличились на 21%, до 186 млрд руб.

Показатель EBITDA вырос на 18,7% и составил 89,2 млрд руб, основную лепту внес рост в сегменте газопереработки и инфраструктуры на 58%, что компенсировало снижение в нефтехимическом секторе.

Рентабельность по EBITDA по результатам 1го полугодия 2018 г составила 34,6% против 35,5% в 1м полугодии 2017 г.

Капитальные вложения СИБУРа составили 70,3 млрд руб, показав рост на 44,3%.

Рост инвестиций связан со строительством нефтехимического комплекса ЗапСибнефтехим.

К концу июня 2018 г проект был реализован на 84%.

Чистый долг СИБУРа в 1м полугодии 2018 г вырос на 14,3%, до 301,7 млрд руб.

При этом рост общего долга был компенсирован снижением задолженности, не связанной со строительством ЗапСибНефтехима.

Общая сумма долга на 30 июня 2018 г увеличилась на 4,2%, до 325,5 млрд руб по сравнению с показателем по состоянию на 31 декабря 2017 г.

Соотношение чистый долг/EBITDA в 1м полугодии 2018 г составило 1,7 против 1,6 в конце 2017 г.

Проект ЗапСибНефтехим предполагает строительство установки пиролиза мощностью 1,5 млн т/гон этилена, около 500 тыс т/год пропилена и 100 тыс т/год бутан-бутиленовой фракции, установок по производству различных марок полиэтилена и полипропилена совокупной мощностью 2 млн т/год.

Инвестиции в ЗапСибНефтехим заявлены в объеме до 9,5 млрд долл США.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Финансы, банки > neftegaz.ru, 7 августа 2018 > № 2702665


Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 августа 2018 > № 2702661

СПГ-терминал Утренний проекта Арктик СПГ-2 включен в схему территориального планирования‍.

Терминал сжиженного природного газа (СПГ) и стабильного газового конденсата (СГК) проекта Арктик СПГ-2 (терминал Утренний) включен в схему территориального планирования федерального транспорта и автодорог федерального значения.

Распоряжение правительства РФ от 2 августа 2018 г №1610-р было опубликовано 4 августа 2018 г.

Распоряжение вносит изменения в подраздел Морской транспорт схемы территориального планирования.

Схемой территориального планирования предусмотрено строительство причальных сооружений Салмановского (Утреннего) нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) в северной части Обской губы Карского моря грузооборотом 140 тыс т/год.

Этот объект предусмотрен комплексным планом по развитию производства СПГ на п-ве Ямал, утвержденным распоряжением правительства от 11 октября 2010 г №1713-р.

Новым распоряжением правительства в схему территориального планирования внесены изменения, которыми предусматривается развитие введенного в эксплуатацию объекта Причальные сооружения Салмановского (Утреннего) НГКМ в части строительства морского терминала СПГ и стабильного газового конденсата.

Утреннее НГКМ, наряду с рядом других месторождений, является ресурсной базой проекта Арктик СПГ-2, который НОВАТЭК планирует реализовать на п-ве Гыдан.

Планируется 3 технологические линии общей мощностью 19,8 млн т/год СПГ.

1я линия может быть запущена в 2022-2023 гг, 2я - в 2024 г, 3я - в 2025 г.

Капзатраты по проекту Арктик СПГ-2 оцениваются в 10 млрд долл США против 27 млрд долл США по проекту Ямал СПГ, 1му СПГ-заводу НОВАТЭКа.

Сократить затраты планируется за счет активного привлечения российских компаний к реализации проекта, а также использования для размещения СПГ-терминала плавучих оснований гравитационного типа (ОГТ).

Проект по строительству СПГ- и СГК-терминала Утренний приближается к общественным слушаниям.

Существующие на данный момент на территории терминала Утренний причальные сооружения, действуют лишь в период летней навигации.

В 2019 г планируется провести дноуглубительные работы причала до 9,5 м, и перейти на круглогодичный режим эксплуатации.

В 2019-2021 гг планируется создать:

- искусственный земельный участок с берегоукреплением,

- причальную набережную,

- акваторию порта, включая подходной канал,

- объекты инженерного обеспечения,

Также планируется реконструкция существующих причальных сооружений для обеспечения приема строительных грузов.

Принять окончательное инвестрешение (ОИР) по проекту Арктик СПГ-2 НОВАТЭК планирует в конце 2019 г.

Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 августа 2018 > № 2702661


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 3 августа 2018 > № 2700187

Удаленный эксперт. СИБУР разрабатывает индустриальную AR-платформу на базе технологий дополненной реальности.

СИБУР разрабатывает индустриальную платформу дополненной реальности (Augmented Reality, AR).

Об этом СИБУР сообщил 3 августа 2018 г.

AR-платформа предназначена для эффективной коммуникации служб технического обслуживания и ремонта (ТОиР) с территориально удаленными внутренними и внешними экспертами.

Программная платформа и AR-очки позволяют специалисту получать дополнительную вспомогательную информацию и советы по выполняемым операциям.

В данный момент тестируется функционал для общения по аудио-, видеосвязи с демонстрацией процесса работы и обмена информацией по ремонтам между площадками СИБУРа в гг Тобольск и Нижневартовск.

Эта часть платформы имеет рабочее название Удаленный эксперт.

Инструмент Удаленный эксперт поможет наладить коммуникации между географически распределенными производствами в масштабах группы СИБУР и на территории одного предприятия.

Особенно это актуально для площадке в г Тобольск, где производственный процесс подразумевает большое количество работ с иностранными партнерами.

В этой ситуации внедрение AR-платформы позитивно скажется на сроках и качестве выполняемой работы, поскольку нужного эксперта можно будет подключить к процессу удаленно, где бы он ни находился.

В перспективе к AR-платформе добавятся новые элементы:

- инструмент планирования и проверки последовательности действий для различных пользователей «Конструктор чек-листов»,

- система «Распознавание образов» для отображения подсказок по оборудованию без привлечения эксперта.

AR-платформа создается в СИБУРе в рамках масштабной программы цифровой трансформации.

Цифровая трансформация осуществляется по 3 направлениям:

- продвинутая аналитика (использование Big Data для принятия решений),

- цифровизация процессов (упрощения с использованием приложений, мобильных устройств),

- индустрия 4.0 (внедрение роботов и умных устройств в производственные процессы).

В СИБУРе уже применяются инструменты Big Data для максимизации производительности установок и повышения качества продукции, мобильные приложения, виртуальная (VR) и дополненная реальность, видеоаналитика, роботы, дроны и др цифровые продукты.

Системы дополненной и виртуальной реальности все активнее внедряются российскими нефтяными компаниями.

В июле 2018 г Газпромнефть-смазочные материалы (Газпромнефть-СМ) в партнерстве с HTC и Modum LAB запустили пилотный проект по созданию цифровых образовательных программ с использованием иммерсивных технологий на базе технологий VR.

Для эффективного дистанционного обучения в системе созданы точные цифровые модели производственных объектов.

Преподаватель при этом может демонстрировать работу оборудования и порядок выполнения действий, находясь на большом расстоянии от обучающегося.

В проект Газпромнефть-СМ инвестирует в проект более 20 млн руб, но отдача ожидается большая, поскольку позволит сэкономить время на обучение.

За 1й год действия программы планируется обучить порядка 12 тыс специалистов компаний-партнеров и дистрибьюторов продукции Газпромнефть-СМ.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 3 августа 2018 > № 2700187


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 3 августа 2018 > № 2699244

На 21% увеличил выручку Антипинский НПЗ в 2017 году.

А вот чистая прибыль завода сократилась в 46 раз.

По итогам 2017 года частный Антипинский НПЗ, который располагается в промышленной зоне города Тюмени, увеличил выручку по РСБУ на 21% – до 186 млрд рублей. НПЗ – основное производственное предприятие Группы компаний «Новый Поток» (New Stream Group) бизнесмена Дмитрия Мазурова. В то же время чистая прибыль завода сократилась в 46 раз и составила 26,5 млн руб., по данным аналитической системы «СПАРК-Интерфакс».

Себестоимость продаж Антипинского НПЗ в прошлом году увеличилась на 16% – до 149,4 млрд руб., валовая прибыль – вдвое, до 36,7 млрд руб. В прошлом году НПЗ получил прибыль от продаж в размере 5 млрд руб. по сравнению с убытком в 13,4 млрд руб. по итогам 2016 года.

Прибыль до налогообложения завода в 2017 году составила 998,4 млн руб. против 1,7 млрд руб. в предыдущем году.

Объем долгосрочных обязательств предприятия за год вырос на 2% и составил 121,2 млрд рублей, краткосрочные обязательства снизились на 5% – до 131,6 млрд рублей.

Дебиторская задолженность возросла с 1,644 млрд рублей на 31 декабря 2016 года до 7,205 млрд рублей на 31 декабря 2017 года, кредиторская – с 4,303 млрд рублей до 8,352 млрд рублей.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 3 августа 2018 > № 2699244


Китай. УФО > Транспорт. Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 3 августа 2018 > № 2692663

Ледокольный газовоз «Кристоф де Маржери», следуя с грузом сниженного газа проекта «Ямал СПГ» из порта Сабетта (полуостров Ямал) в порт Таньшань (провинция Хэбэй, КНР), преодолел Северный морской путь в восточном направлении в рекордные для периода столь ранней – июльской – навигации сроки.

Судно прошло 2360 морских миль от Сабетты до мыса Дежнева (Чукотский полуостров) за 7 дней 17 часов. На всем протяжении трассы газовоз двигался самостоятельно, без ледокольной проводки. Средняя скорость судна на СМП составила 12,8 узла.

31 июля 2018 года «Кристоф де Маржери» ошвартовался в порту Таньшаня. Полный рейс судна до китайского порта занял 18,5 суток.

Быстрое и безопасное прохождение маршрута из Сабетты в восточном направлении в очередной раз подтвердило экономическую эффективность Севморпути как транспортного коридора и позволяет говорить о начале регулярных поставок сжиженного природного газа с арктических месторождений России по СМП в страны АТР морем.

Игорь Тонковидов, первый заместитель генерального директора – главный инженер ПАО «Совкомфлот», отметил:

«Тяжелые неравномерные ледовые условия, особенно в Восточно-Сибирском море, сопровождавшиеся продолжительными периодами ограниченной видимости, сложная навигационно-гидрографическая обстановка в недостаточно еще изученных районах Арктики требовали от экипажа повышенного внимания и концентрации. Организация надлежащего несения вахты на мостике, высокопрофессиональное маневрирование судном, своевременное уменьшение хода при подходе к тяжелым ледовым полям, форсирование их с безопасной скоростью и обоснованное увеличение хода при выходе на более легкие льды позволили поддерживать высокий и одновременно безопасный темп движения танкера».

«Кристоф де Маржери» – первый в мире ледокольный танкер-газовоз СПГ. Он предназначен для круглогодичной транспортировки СПГ в сложных ледовых условиях Карского моря и Обской губы в рамках проекта «Ямал СПГ». Грузоподъемность танкера – 172 600 куб. м. сжиженного газа. Это головное судно серии из 15 аналогичных танкеров.

Танкер отличается высокой ледопроходимостью и исключительной маневренностью. Он способен самостоятельно преодолевать лед толщиной до 2,1 м. Мощность пропульсивной установки судна составляет 45 МВт, что сопоставимо с мощностью современного атомного ледокола.

«Кристоф де Маржери» способен круглогодично следовать по СМП в западном от Сабетты направлении и на протяжении шести месяцев (с июля по декабрь) – в восточном. Прежде период летней навигации в акватории восточного сектора Севморпути ограничивался четырьмя месяцами и только при наличии ледокольного сопровождения.

Экипаж судна составляет 29 человек и полностью укомплектован российскими моряками. Штатный офицерский состав включает 13 человек, каждый из них обладает значительным опытом арктического судоходства («Совкомфлот» начал готовить специалистов для работы на танкерах-газовозах СПГ в ледовых условиях еще в 2008 году) и прошел дополнительную специализированную подготовку в учебно-тренажерном центре СКФ в Санкт-Петербурге.

Китай. УФО > Транспорт. Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 3 августа 2018 > № 2692663


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 августа 2018 > № 2696441

Северо-Русский блок и Южно-Хадырьяхинское месторождение. НОВАТЭК осваивает разработку юрских залежей и безлюдные технологии.

НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз, дочка НОВАТЭКа, инвестирует более 100 млрд руб в обустройство Северо-Русского блока месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе.

Об этом гендиректор НОВАТЭК-Таркосаленефтегаза В. Фахретдинов сообщил 30 июля 2018 г.

Северо-Русский участок недр, расположенный в Тазовской низменности, включает Северо-Русское, Дороговское, Восточно-Тазовское, а также Харбейское месторождения.

В 2019 г планируется одновременно ввести в эксплуатацию Северо-Русское и Дороговское месторождения.

В 4м квартале 2019 г компания планирует пустить 1й газ в систему магистральных газопроводов (МГП) Газпрома.

В 2020 г планируется подключение к Единой системы газоснабжения (ЕСГ) РФ Восточно-Тазовского месторождения, а в 2021 г - Харбейского месторождения.

Таким образом, НОВАТЭК планирует в течение 3 лет ввести в эксплуатацию 4 месторождения с совокупными запасами более 300 млрд м3 газа.

На полке доыча месторождений Северо-Русского блока будет составлять около 14 млрд м3/год газа, 1-1,5 млн т/год газового конденсата и 3 млн т/год нефти.

По Харбейскому месторождению, открытому в начале 2015 г, у НОВАТЭКа большие планы.

В ноябре 2017 г на месторождении была открыта 1 залежь.

В июне 2018 г НОВАТЭК принял окончательное инвестиционное решение (ОИР) по развитию этого месторождения.

На месторождении одновременно будет добываться газ, газовый конденсат и нефть.

Компания проводит геологоразведочные работы(ГРР) залежей газа и газового конденсата с аномально высоким пластовым давлением(АВПД) в отложениях юры с перспективой их добычи после 2022 г.

На 1м этапе будет запущена добыча газа из сеноманской и валанжинской залежей.

Для разработки юрских залежей НОВАТЭКу потребуется внедрить новые технологии добычи, в частности оборудование высокого давления.

Компания изучает опыт зарубежных компаний и проводит научные изыскания.

Эта тема актуальна и для других месторождений Северо-Русского блока, поскольку юрские залежи есть во всех месторождениях кластера, за исключением Восточно-Тазовского.

Еще 1 инновационным проектом НОВАТЭКа станет Южно-Хадырьяхинское месторождение, лицензию на которое НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз получил в декабре 2017 г.

Освоение этого месторождения будет реализовано по принципу безлюдных технологий, т.е управление процессами будет осуществляться дистанционно, а электроэнергией объект обеспечивают ветрогенераторы и солнечные батареи.

В настоящее время идет процесс проектирования и инженерная подготовка кустовых площадок.

Уже мобилизован подрядчик на строительство зимника.

Необходимо построить 100 км зимней автодороги, запустить оборудование и завезти материалы для строительства.

Ввести Южно-Хадырьяхинское месторождение в эксплуатацию НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз планирует в мае 2019 г.

На месторождении будет добываться до 1 млрд м3/год газа.

Газ с Южно-Хадырьяхинского участка недр будет поступать на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) соседнего Северо-Ханчейского месторождения.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 августа 2018 > № 2696441


Россия. ЦФО. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 августа 2018 > № 2696431

Российский «НафтаГаз» остался одним из лидеров рынка бурения в 1-м полугодии 2018 г.

Подведённые итоги по проходке и количеству пробуренных скважин российской нефтесервисной компании «НафтаГаз» за 1ю половину 2018 г. свидетельствуют - ноябрьские буровики уверенно закрепились в топ-5 российских буровых предприятий.

Об этом сообщает компания НафтаГаз.

Речь, конечно, о не принадлежащих вертикально интегрированным нефтяным компаниям буровиках. В 2017 г. проходка «НафтаГаз-Бурения» за год впервые достигла 600 тыс. м. При сохранении взятых темпов по итогам 2018 г. будет взят новый рекорд.

За первое полугодие 2018 г. ямальцы пробурили 278 тыс. м., это на 7,5% больше, чем за аналогичный период 2017 г.

Растут показатели и по количеству скважин - число завершенных за отчётный период составило 73, это на 10% больше прошлогоднего достижения. При этом усиливается и технологическая составляющая - буровое предприятие «Нафтагаз-Бурение» пробурило 6 двуствольных скважин и 2 скважины «на депрессии» - с управляемым давлением.

Рост наблюдается и при сравнении данных за 1 и 2 квартал 2018 г. На 26% больше метров пробурили во втором квартале, количество завершённых скважин выросло на целых 43%.

Ноябрьское ООО «Нафтагаз-Бурение» является одним из лидеров горизонтального бурения в России. При среднерыночной доле горизонтального бурения менее 40%, ямальские буровики этим современным способом бурят около 70% скважин. Впрочем, компания работает не только на Ямале, но в Югре, а также Тюменской и Томской областях.

Россия. ЦФО. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 августа 2018 > № 2696431


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 1 августа 2018 > № 2692686

ООО «РН-Уватнефтегаз», дочернее общество ПАО «НК «Роснефть», запустило в промышленную эксплуатацию в Тюменской области новое месторождение – Тальцийское. Извлекаемые запасы составляют 11,7 млн тонн нефти.

Разработке месторождения предшествовало проведение сейсморазведочных работ ЗД, бурение семи поисково-разведочных скважин, одна из которых была построена с применением метода гидроразрыва пласта.

Эксплуатационное бурение на месторождении планируется вести на двух кустовых площадках, где будет построено 17 скважин. Тальцийское стало 15 месторождением, введенным предприятием в разработку.

Новый актив входит в состав Протозановского хаба и расположен вблизи существующей инфраструктуры одноименного месторождения, что позволяет реализовать планы по его развитию в привязке к единому центру освоения «якорных месторождений». Вовлекая в разработку новые запасы Тальцийского месторождения ООО «РН-Уватнефтегаз» обеспечивает поддержание достигнутых объемов добычи нефти.

Месторождение расположено в пределах Южно-Пихтового лицензионного участка на территории Уватского района Тюменской области. Нефтегазоносность месторождения связана с продуктивными пластами средней юры и неокома. Поисковое бурение в пределах Тальцийской структуры было начато в марте 2005 года. В 2007 году Правдинской ГРЭ пробурена скважина 22П Тальцийская, в результате испытания которой было открыто месторождение нефти.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 1 августа 2018 > № 2692686


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 августа 2018 > № 2690872

Лицензию на Южно-Юганское месторождение в ХМАО получила «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Первую поисковую скважину компания планирует пробурить в 2019 году.

По итогам аукциона лицензию на изучение, разведку и добычу углеводородов на Южно-Юганском месторождении получила «Славнефть-Мегионнефтегаз», которая входит в «Славнефть» и на паритетных началах принадлежит «Роснефти» и «Газпром нефти».

Геологические ресурсы лицензионного участка, который прилегает к уже разрабатываемому компанией Тайлаковскому месторождению нефти, оцениваются в 20,3 млн тонн. Первую поисковую скважину планируется пробурить в 2019 году. «Работы по геологическому изучению и поиску перспективных запасов в пределах площади участка будут проводиться с учетом синергии от соседства с Тайлаковским месторождением», – отмечается в сообщении пресс-службы компании. Южно-Юганский участок площадью 830 кв. км, расположенный на территории Сургутского района ХМАО, относится к Юганскому и Каймысовскому нефтегазоносным районам Каймысовской нефтегазоносной области.

«Славнефть-Мегионнефтегаз», основное добывающее предприятие группы «Славнефть», осуществляет доразведку, разработку и эксплуатацию нефтяных месторождений в Нижневартовском и Сургутском районах ХМАО.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 августа 2018 > № 2690872


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 августа 2018 > № 2690863

«Технологический центр Бажен» соберет пул месторождений с перспективным баженовским горизонтом.

Баженовский кластер составят Пальяновская площадь Красноленинского месторождения, участки Няганской группы и Салымского месторождения.

«Технологический центр Бажен», созданная в Ханты-Мансийском автономном округе дочерняя компания «Газпром нефти», займется формированием комплекса коммерчески эффективных российских технологий для освоения баженовской свиты, говорится в сообщении «Газпром нефти».

Портфель активов нового юридического лица будет сформирован из лицензионных участков, находящихся сейчас на балансе компании «Газпромнефть-Хантос» и имеющих хорошие перспективы работы с запасами баженовского горизонта. Баженовский кластер составят Пальяновская площадь Красноленинского месторождения, пять лицензионных участков Няганской группы и три участка Салымского месторождения.

Проект разработки комплекса отечественных технологий освоения баженовской свиты, реализацию которого инициировала «Газпром нефть», в мае 2017 года получил статус национального. В его рамках формируется пул нефтяных компаний, научно-исследовательских и сервисных организаций, производителей промышленного оборудования, заинтересованных в решении задачи.

Проект «Бажен» в настоящее время насчитывает более 20 партнеров-участников. «Газпром нефть» планирует инвестировать в его реализацию порядка 7,5 млрд рублей, надеясь начать коммерческую добычу баженовской нефти в 2025 году. Пока же эффективных технологий работы с баженовской свитой на сегодня не существует.

Баженовская свита выявлена на территории около 1 млн кв. км в Западной Сибири. Свита залегает на глубинах 2-3 км и имеет небольшую толщину. В баженовской свите сконцентрирована большая часть горючих сланцев России, содержащих как твердое органическое вещество (кероген), так и жидкую легкую нефть низкопроницаемых коллекторов (часто называемую сланцевой нефтью). По прогнозным оценкам объем геологических запасов углеводородов в баженовской свите достигает 18-60 млрд тонн, по оптимистичным оценкам геологов ресурсы баженовской нефти могут составлять 100-170 млрд тонн.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 августа 2018 > № 2690863


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 августа 2018 > № 2690861

100 млрд рублей инвестирует «НОВАТЭК» в разработку Северо-Русского блока.

На территории лицензионного участка одновременно будет добываться и газ, и конденсат, и нефть.

«НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз», структура «НОВАТЭКа», вложит в обустройство Северо-Русского блока месторождений более 100 млрд рублей. Пуск двух из четырех участков месторождения намечен на четвертый квартал 2019 года, сообщил журналистам гендиректор компании Виль Фахретдинов.

«Мы ставим себе амбициозные задачи: уже в IV квартале следующего года мы должны пустить первый газ в систему газопроводов «Газпрома». В течение трех лет должны ввести четыре месторождения с совокупными запасами более 300 млрд кубометров газа. Инвестиции составляют более 100 млрд рублей на весь блок месторождений», – отметил Фахретдинов.

По его словам, в 2019 году планируется одновременно ввести в эксплуатацию Северо-Русское и Дороговское месторождения, в 2020 году – Восточно-Тазовское, в 2021 году – подключить Харбейское, одна из залежей которого была открыта в ноябре 2017 года.

«По развитию этого месторождению месяц назад было принято решение. Оно уникально тем, что на территории лицензионного участка одновременно будет добываться и газ, и конденсат, и нефть», – сказал гендиректор, отметив, что компания проводит геологоразведочные работы юрских залежей газа и конденсата с аномально высоким давлением с перспективой их добычи после 2022 года.

«На первом этапе мы запускаем газ из сеноманской и валанжинской залежей. Для разработки юрских залежей необходимо внедрять новые технологии добычи. Для этих целей мы изучаем опыт зарубежных компаний и проводим научные изыскания», – уточнил гендиректор. Для извлечения углеводородов из юрской залежи необходимо уникальное оборудование высокого давления, сказал он, отметив, что юрские залежи есть во всех месторождениях Северо-Русского кластера, помимо Восточно-Тазовского участка. «Полка» добычи на Северо-Русском кластере планируется в объеме 14 млрд кубометров газа, 1-1,5 млн тонн конденсата и 3 млн тонн нефти в год.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 1 августа 2018 > № 2690861


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696428

РН-Юганскнефтегаз сэкономит 400 млн руб в год благодаря новой конструкции скважин.

Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, и ТомскНИПИнефть, научно-проектный институт Роснефти, разработали новую технологию конструкции эксплуатационных скважин.

Об этом Роснефть сообщила 31 июля 2018 г.

В основе новой конструкции скважин - отказ от монтажа направляющей колонны.

Направляющая колонна или направление - это 1я обсадная колонна длиной от 5 до 300 м.

Направление спускают в верхнюю (направляющую) часть ствола, чтобы изолировать верхний наносный слой почвы и отвести восходящий поток бурового агента из ствола скважины в очистную систему, цементируется по всей длине.

Новая конструкция скважин позволит снизить стоимость их строительства и повысить эффективность использования буровых установок.

Испытания новой конструкции скважин были успешно проведены в течение 1го полугодия 2018 г в РН-Юганскнефтегазе.

По итогам работ принято решение о масштабном тиражировании технологии на месторождениях компании.

Внедрение нового подхода к строительству скважин повысит эффективность использования ресурсов, сократит потребность в трубной продукции, снизит финансовые и производственные риски.

Экономия средств от строительства и эксплуатации каждой новой скважины составит порядка 0,5% ее стоимости.

Общий эффект только в РН-Юганскнефтегазе ожидается на уровне более 400 млн руб/год.

Совместная работа корпоративного научно-проектного комплекса и добывающих дочек Роснефти ведется в рамках стратегии Роснефть-2022.

1 из целей стратегии Роснефть-2022 заявлено снижение к 2022 г стоимости строительства скважин на 10% и повышение эффективности использования буровых установок.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696428


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696423

Ресурсная база растет. Славнефть-Мегионнефтегаз получила лицензию на Южно-Юганское месторождение.

Славнефть-Мегионнефтегаз (СН-МНГ), СП Роснефти и Газпром нефти, получил лицензию на изучение, разведку и добычу углеводородов на Южно-Юганском участке недр.

Об этом СН-МНГ сообщил 31 июля 2018 г.

Южно-Юганский участок недр расположен на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО).

Площадь Южно-Юганского участка недр составляет 82980 га.

Геологические ресурсы нефти Южно-Юганского участка недр оцениваются в 20,3 млн т.

Лицензию ХМН 03437 НП СН-МНГ получил по итогам аукциона, проведенного 3 июля 2018 г.

Срок действия лицензии - до 12 июня 2023 г.

Аукцион на Южно-Юганский участок недр был признан несостоявшимся по причине допуска 1 участника, которым стал СН-МНГ.

Актив для компании очень привлекательный, поскольку новый участок прилегает к уже разрабатываемому Тайлаковскому месторождению.

Наращивание активов в данном инфраструктурном кластере повысит эффективность его дальнейшей разработки.

В соответствии с дорожной картой, 1я поисковая скважина на Южно-Юганском участке недр будет пробурена в 2019 г.

Работы по геологическому изучению и поиску перспективных запасов в пределах площади участка будут проводиться с учетом синергии с Тайлаковским месторождением.

Это позволит СН-МНГ стабилизировать добычу нефти и в дальнейшем увеличить объем добычи.

Для достижения этой цели компания ведет планомерную работу по расширению и укреплению ресурсной базы.

За последние 2 года СН-МНГ приобрел Западно-Чистинное нефтяное месторождение, ввел в промышленную эксплуатацию Южно-Островное и в пробную - Островное и Травяное месторождения.

В 2018 г планируется ввод в разработку Восточно-Охтеурского месторождения.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696423


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696420

В конце лета 2018 г ожидается утверждение поправок к ФЗ О недрах. Газпром нефть уже сейчас создала в ХМАО Технологический центр Бажен.

Газпром нефть создала в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) дочку Технологический центр Бажен.

Об этом Газпром нефть сообщила 31 июля 2018 г.

В 2017 г добыча ТрИЗ в РФ составляла 39 млн т/год.

Прогноз Минэнерго, 80 млн т/год - к 2035 г.

В США добыча только сланцевой нефти в июле 2018 г составила 7,327 млн барр/сутки (ок 1 млн т/сутки), что не сопоставимо больше, чем в РФ.

Добыча природного газа в США в августе 2018 г EIA оценивает на уровне 70,532 млрд фт3/сутки (ок 2 млрд м3/сутки).

Согласитесь, тоже немало для недавнего импортера газа.

Поэтому, создание технологических центров для отработки технологий добычи трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) углеводородов в РФ - это модный тренд, поддерживаемый властями РФ.

Хотя раньше в РФ не раз раздавались слова о том, что разработка сланцевых ТрИЗ для РФ не актуальна.

У Минэнерго нет пока в приоритете разработки сланцевых углеводородов, но работа по ним актуализировалась.

Глава РГО П. Завальный в июне 2018 г поддержал развитие сланцевых технологий, но лишь вскользь, говоря о необходимости поддержки нефтесервисных компаний, который в США явились движущей силой сланцевой революции.

Правительство РФ в конце лета 2018 г завершит подготовку поправок к ФЗ «О недрах», где будут уточнены права компаний на использование таких Центров - полигонов.

Нефтянка держит нос по ветру.

Законопроект дает нефтянке не только бесплатную возможность тестирования наработок в добыче ТрИЗ, но и долго- долго тестировать технологии на полученных бесплатно по конкурсу месторождениях нераспределенного фонда недр.

Но есть и отрицательный эффект - есть вероятность, что невозможность перевода месторождения из статуса технологического полигона в промышленное месторождение не позволит нефтянке в разумные сроки возместить затраты на обустройство нефтепромысла.

Тем не менее, движение к освоению ТрИЗ есть.

Передовиками в разработке и внедрении технологий добычи ТрИЗ в РФ, в тч сланцевых, являются Газпром нефть и ЛУКОЙЛ.

Основная задача ТЦ Бажен - формирование комплекса коммерчески эффективных российских технологий для освоения баженовской свиты.

Для любознательных напомним, что Баженовская свита - группа нефтематеринских горных пород (свита), выявленная на территории около 1 млн км2 в Западной Сибири.

Свита залегает на глубинах 2-3 км и имеет небольшую толщину.

После открытия Бажена потихоньку сошли на нет разговоры о том, что лет через 50 нефть закончится.

Даже обывателям стало ясно, что новый уровень развития технологий позволит открыть новые запасы и обеспечить добычу нефти.

В баженовской свите сконцентрирована большая часть горючих сланцев России, содержащих как твердое органическое вещество (кероген), так и жидкую легкую нефть низкопроницаемых коллекторов.

Это та самая сланцевая нефть, успешная добыча которой позволила в США совершить сланцевую революцию.

Объем возможных извлекаемых ресурсов углеводородов в Бажене достигает 18-60 млрд т.

Но есть оптимисты, которые заявляют о ресурсах до 100-170 млрд т.

В настоящее время добыча на Бажене составляет менее 1 млн т/год нефти, а коммерческих эффективных разработки этих запасов не создано.

Технологический центр Бажен был зарегистрирован в июле 2018 г и начнет свою работу осенью 2018 г.

Портфель активов центра будет сформирован из участков недр, находящихся на балансе Газпромнефть-Хантос.

Баженовский кластер составят Пальяновская площадь Красноленинского месторождения, 5 участков недр Няганской группы и 3 участка недр Салымского месторождения, имеющие хорошие перспективы работы с запасами баженовского горизонта.

Газпром нефть считает поиск методов разработки ТрИЗ нефти в России своим стратегическим приоритетом.

Стратегическая задача компании - максимальное сокращение себестоимости добычи нефти Бажена.

Тактическая цель - подбор оптимальных технических решений.

Реализацию проекта разработки Комплекса отечественных технологий эффективного освоения Баженовской свиты компания инициировала в мае 2017 г.

На данный момент проект имеет статус национального.

В рамках проекта Бажен формируется пул нефтяных компаний, научно-исследовательских и сервисных организаций, производителей промышленного оборудования, заинтересованных в решении задачи.

На сегодня проект Бажен насчитывает более 20 партнеров-участников.

Газпром нефть планирует инвестировать в его реализацию около 7,5 млрд руб, рассчитывая начать коммерческую добычу нефти Бажена уже в 2025 г нарастить добычу из Бажена до 2,5 млн т/год.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696420


Белоруссия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696390

Белоруснефть построила поисковую скважину на Метельном месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе.

Белоруснефть построила поисковую скважину №829 на Метельном месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).

Об этом Белоруснефть сообщила 30 июля 2018 г.

Освоение и разработку Метельного месторождения ведет Янгпур, который Белоруснефть купила в 2013 г.

Ожидается, что ввод в эксплуатацию скважины №829 позволит значительно увеличить добычу газового конденсата и природного газа.

Планы по строительству скважины №829 зависели от результатов сейсморазведочных работ, обработки и переинтерпретации полевых материалов, полученных на Известинском участке недр.

В 2015 г БелНИПИнефть детализировала геологическое строение месторождений и выделила перспективные на углеводородов структуры для глубокого бурения.

1 из них стала Восточно-Метельная.

В результате бурения скважины №828 была открыта газоконденсатная залежь БП7/2 Метельного месторождения.

Из скважины был получен приток более 350 тыс м3/сутки газа и более 30 м3/сутки газового конденсата.

В дальнейшем при освоении этой скважины специалисты уточнили геологическое строение месторождения, выработали перспективные предложения для оценки запасов, подтверждения и уточнения границ возможных ловушек нефти и газа в других пластах.

Белоруснефть также продолжает укреплять свои позиции на нефтесервисном рынке России.

Компания завершила 1ю часть контракта 2018 г на месторождениях РН-Краснодарнефтегаз, дочки Роснефти.

Для заказчика выполнено 28 скважинных операций.

Всего в 2018 г планируется провести 46 операций по гидроразрыву пласта (ГРП).

Также 15 операций ГРП проведено для РН-Ставропольнефтегаза, еще 1 дочки Роснефти.

На следующем этапе предстоит выполнить еще 20 операций.

После завершения работ Белоруснефть вновь вернется в Краснодарский край.

Также активно реализуются проекты Белоруснефти на Украине.

С начала 2018 г в Полтавской области было выполнено около 30 операций на скважинах Укргаздобычи.

Украинская компания подготовила скважины для ГРП на Кобзевской, Сосновской, Западно-Солохинской и Березовской площадях.

Также успешно идет реализация проектов для ДТЭК.

Белоруссия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 июля 2018 > № 2696390


Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 31 июля 2018 > № 2689719

Все газовозы Arc7 для «Ямал СПГ» будут построены к концу 2019 года.

К пуску 4-й очереди СПГ-завода «Ямал СПГ» все 15 танкеров-газовозов арктического класса Arc7 будут построены.

Об этом сообщил финансовый директор «НОВАТЭКа» Марк Джетвей в ходе телеконференции. По его словам, четвертую очередь завода на 0,9 млн тонн планируется ввести в эксплуптацию к концу 2019 года.

По данным Джетвея, в 2018 году будет поставлено еще 4 газовоза Arc7 для работы на «Ямал СПГ», а в начале 2019 года – еще один. «Все 15 танкеров класса Arc7 будут готовы ко времени запуска 4-й очереди, и в то же время мы зафрахтовали 4 танкера класса Arc4 для поддержки нашей логистической схемы. Мы не думаем, что количество доступных танкеров затруднит наш прогресс», – сказал он.

«Ямал СПГ» строит СПГ-завод тремя очередями по 5,5 млн т СПГ в год. Изначально предполагалось, что третья очередь СПГ-завода «Ямал СПГ» будет пущена к концу 2019 года, однако и первая, и вторая, и третья очереди вводятся раньше срока, Общее ускорение графика составит почти год.

В процессе реализации проекта «Ямал СПГ» решил построить еще одну очередь на 0,9 млн т СПГ по другой, малотоннажной технологии «Арктический каскад».

Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 31 июля 2018 > № 2689719


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 31 июля 2018 > № 2689502

Газ перестал лидировать в структуре доходов «НОВАТЭКа».

Во II квартале продажа газа заняла только 34% в структуре выручки компании.

Всего лишь треть выручки – 34% – получил «НОВАТЭК» от продажи газа во втором квартале 2018 года. Максимальную долю выручки – 39% – «НОВАТЭКу» принесла продажа продуктов переработки стабильного конденсата, в основном нафта, 14% – нефть, 7% – сжиженный углеводородный газ, 5% – стабильный газовый конденсат, сообщили в пресс-службе компании.

В 2017 году доминирующее положение в доходах компании – 44% – занимал газ. За счет продажи продуктов переработки стабильного газоконденсата «НОВАТЭК» получал 32% доходов, нефть принесла 11% выручки, СУГ – 7% выручки, стабильный газоконденсат – 6%.

В первом квартале 2018 года половина выручки «НОВАТЭК» приходилась на продажи газа, 27% доходов принесли продукты переработки СГК, нефть – 12%.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 31 июля 2018 > № 2689502


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Армия, полиция > neftegaz.ru, 30 июля 2018 > № 2696372

В ХМАО уголовное дело в отношении директора НПЗ, незаконно использовавшего установку обезвоживания углеводородного сырья, вернули в суд.

Прокуратуре Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) в суде апелляционной инстанции удалось добиться отмены приговора в отношении гендиректора нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) ЮграТрансСнаб, который признан виновным в незаконном предпринимательстве, сопряженном с извлечением дохода в особо крупном размере (п. «б» ч.2 ст.171 УК РФ).

Об этом прокуратура ХМАО сообщила 30 июля 2018 г.

Как установлено в суде, гендиректор, не имея лицензии, дающей право на эксплуатацию взрывопожароопасных производственных объектов, осуществлял незаконную предпринимательскую деятельность, заключавшуюся в использовании установки обезвоживания углеводородного сырья для первичной переработки нефти и последующей ее реализации.

В результате им извлечен доход на сумму свыше 30 млн руб.

Все знают, как непросто получить в России такую лицензию, особенно не ВИНКам.

НПЗ ЮграТрансСнаб был явно не ВИНК.

Это был нормальный средний и мелкий бизнес.

Неясно, какая технология была использована в установке: термохимическая (ТХУ) или электрообессоливающая (ЭЛОУ), но эксплуатация такой установки требует мастерства обслуживающего персонала, и просто так ее не запустить.

Няганским городским судом директор предприятия от наказания был освобожден, поскольку совершенное им преступление перестало быть общественно опасным.

Тем не менее, сайт компании уже не работает.

Более того, гособвинитель не согласился с приговором суда и обжаловал его в суде ХМАО.

Апелляционная инстанция приговор отменила, уголовное дело направлено на новое судебное разбирательство.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Армия, полиция > neftegaz.ru, 30 июля 2018 > № 2696372


США. Евросоюз. Китай. Азия. УФО > Внешэкономсвязи, политика. Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > gazeta.ru, 30 июля 2018 > № 2689625

Мы его теряем: как «Газпром» сдает позиции на европейском рынке

Как США выигрывают конкурентную борьбу у «Газпрома» за европейский рынок

США усиливают борьбу за европейский газовый рынок. Госдеп грозит санкциями участникам проекта «Северный поток-2», Дональд Трамп для постепенного снятия торговых ограничений вынуждает ЕС покупать больше американского сжиженного природного газа (СПГ). Эксперты не исключают, что в ближайшие 10 лет Европа станет главным потребителем СПГ, и «Газпрому» будет непросто сохранить свои экспортные позиции.

У Европы в ближайшие годы есть все шансы стать самым быстрорастущим рынком сбыта для сжиженного природного газа (СПГ). Но не по своей воле.

По итогам недавних торговых переговоров президента США Дональда Трампа с главой Еврокомиссии Жан-Клодом Юнкером было заявлено об усилении сотрудничества в сфере энергетики. Это выражается в том, что Старый Свет будет закупать больше американского СПГ и строить больше терминалов для его приемки регазификации.

«ЕС будет строить больше терминалов для импорта СПГ из США. Это также станет сигналом для остальных», — пообещал после встречи в Вашингтоне Юнкер.

ЕС «хочет импортировать больше СПГ у Соединенных Штатов», заявил Трамп. «Они станут очень, очень крупным покупателем, и мы собираемся облегчить для них этот процесс...Они смогут диверсифицировать свои поставки энергоресурсов, чего они очень сильно хотят сделать, а у нас СПГ в изобилии», — подчеркнул президент США.

У ЕС крайне сложное положение. Трамп уже втянул их в торговую войну, заставив обменяться дополнительными пошлинами.

Это плохая новость для «Газпрома», который является крупнейшим зарубежным поставщиком газа в ЕС, занимая около трети всего рынка. И именно с российским трубопроводным газом будет конкурировать американский СПГ.

Приемные терминалы СПГ в Европе начали активно возводиться еще с 1970-х годов, в настоящее время в регионе действует порядка 167 млн т СПГ-мощностей. При этом основные объемы вводились с расчетом на логистические преимущества для прибрежных западноевропейских стран, отмечает консультант VYGON Consulting Екатерина Колбикова.

Но терминалы СПГ никогда не работали на полную мощность. На фоне изменения ценовой конъюнктуры доля «утилизации» соответствующей инфраструктуры в Европе постепенно снижалась. Так, в 2014 г. она составляла всего лишь 30% по сравнению с 43% в 2010 г.

В последние же годы конкурентоспособность СПГ улучшилась, так как его ценообразование преимущественно определяется ценой нефти. В результате увеличилась и доля утилизации мощностей по приему СПГ в Европе до 35% в 2017 году, отмечает Колбикова.

Потенциал для роста у этого рынка, безусловно, очень большой. Спрос на сжиженный природный газ в Европе активно усиливается: этот регион нуждается в иностранных поставках, так как собственное производство снижается, отмечает аналитик ИК «Фридом Финанс» Ален Сабитов.

«Через 10 лет Европа станет главным потребителем СПГ и обгонит Китай, увеличив долю рынка с 14% до 18%, поэтому конкуренция за этот рынок между США, Россией и Катаром будет только расти», - добавляет он.

В своем июньском докладе Международное энергетическое агентство (МЭА) прогнозировало стагнацию спроса на газ в Европе до 2023 года. При этом на фоне спада собственной добычи экспортные потребности ЕС будут расти.

По оценкам европейских энергетических компаний, к 2035 году ЕС может потребоваться дополнительно 107 млрд кубометров газа в год.

В 2017 году США впервые стали чистыми экспортерами природного газа, поставляя в пересчете на год в среднем по 0,4 млрд кубических футов в день. По прогнозам Управления энергетической информации Минэнерго США (EIA), экспорт СПГ в 2018 году в среднем составит 3 млрд кубических футов в день, в 2019 году — 4,8 млрд. В дальнейшем эта цифра продолжит увеличиваться. % По мнению EIA, к 2020 году Соединенные Штаты станут третьим по величине экспортером СПГ после Австралии и Катара.

Основную конкуренцию американскому СПГ по-прежнему составляет российский трубопроводный газ. Новые газотранспортные проекты со стороны РФ обостряют конкурентную борьбу за европейский рынок. Так, на встрече с Владимиром Путиным Дональд Трамп открыто заявил, что американский СПГ будет конкурировать с «Северным потоком-2», а позже в Госдепартаменте подтвердили, что выступают против проекта.

«Фирмы, задействованные в проекте российского энергетического трубопровода, вовлекаются в экономическую активность, которая несет серьезный риск санкций – это касается и «Северного потока — 2» и, конечно, «Турецкого потока», — заявил заместитель госсекретаря США по вопросам энергетических ресурсов Фрэнсис Феннон.

Пока российским экспортерам, поставляющим трубопроводный газ в Европу, паниковать не стоит, потому что стоимость американского СПГ почти в два раза выше, чем у российского. Однако с развитием технологии этот спред может сузиться, предупреждает Сабитов.

По ценовым параметрам США также выгоднее продавать свой СПГ на азиатские рынки, в частности в Китай. Об этом свидетельствует даже тот факт, что Соединенные Штаты сами периодически сами закупают СПГ по другую сторону Атлантики, в том числе и привезенный в ЕС с российского Ямала.

СПГ на рынке будет становиться больше по мере ввода новых мощностей, прежде всего в США, отмечает директор группы по природным ресурсам и сырьевым товарам рейтингового агентства Fitch Дмитрий Маринченко.

Но он прежде всего пойдёт в Азию, где цены выше и быстро растет спрос. Вряд ли доля американского СПГ в общем объеме потребления превысит 5% (сейчас - менее 1%). Также сложно представить, что доля «Газпрома», которая сейчас находится на уровне 35%, упадёт в ближайшие 5-10 лет ниже 30%, добавляет эксперт.

К этому также есть объективные предпосылки: себестоимость поставки дополнительных 1 тыс. куб. м. газа из России в Европу - около $125, американского СПГ - около $175.

С другой стороны, сланцевая революция в США не пройдёт для «Газпрома» совсем бесследно: он вряд ли сможет рассчитывать на те сверхприбыли, которые получал в 2012-2014 гг. - если цены по долгосрочным контрактам превысят спотовые, его доля рынка может начать снижаться, предупреждает Маринченко.

В то же время крупные инвестиции в СПГ сделали компании Cheniere, Tellurian и NextDecade, которые могут получить наибольшую выгоду от новых соглашений. Проекты Cheniere принесут прибыль уже в этом году. Также позитивный импульс может получить компания Dominion Energy, которая недавно запустила экспортные мощности в Мэриленде. Потенциальный экспорт в Европу может увеличить темпы роста выручки Dominion Energy в два раза — с 3% до 6%.

Тем не менее, российские власти оптимистичны. В середине июля министр энергетики РФ Александр Новак отмечал, что через 10 лет поставки российского газа в Европу вырастут на 10–15%.

Но если договоренности Юнкера и Трампа останутся не только на словах, то все предполагаемое расширение спроса достанется американцам, и доля «Газпрома» существенно сократится.

США. Евросоюз. Китай. Азия. УФО > Внешэкономсвязи, политика. Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > gazeta.ru, 30 июля 2018 > № 2689625


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 июля 2018 > № 2689284

Первый газ с ГП-3 Бованенково поступит в октябре 2018 года.

Проектная производительность третьего промысла составит 30 млрд кубометров газа.

«Газпром добыча Надым», первое газодобывающее предприятие на севере Западной Cибири, планирует в октябре 2018 года подать первый газ с газового промысла ГП-3 в единую систему газоснабжения России. Годовая проектная производительность третьего промысла составит 30 млрд кубометров газа.

До 15 августа должны завершиться гидравлические испытания трубопроводов газового промысла N3 (ГП-3) Бованенковского месторождения, ввод которого намечен на осень 2018 года, сообщила корпоративная газета компании «Газовик». «Затем на ГП-3 проведут пуско-наладочные работы и апробацию всех систем, – пишет газета. – Уже этой осенью третий газовый промысел Бованенковского месторождения будет подключен к единой системе газоснабжения России».

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение – крупнейшее на полуострове Ямал. Разведанные и предварительно оцененные запасы газа составляют 4,9 трлн кубометров. Промышленная разработка Бованенковского месторождения началась в 2012 году. Сейчас на месторождении работают два газовых промысла.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 июля 2018 > № 2689284


Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 июля 2018 > № 2689279

Началось бурение первой скважины для третьего СПГ-проекта в Арктике.

Ввод «Арктик СПГ-3» запланирован на 2026-2030 годы.

«Арктик СПГ-3», дочерняя структура «НОВАТЭКа», приступила к бурению первой скважины на Северо-Обском лицензионном участке. Участок станет ресурсной базой для третьего СПГ-проекта компании – «Арктик СПГ-3».

Северо-Обский участок в акватории Обской губы отличается значительным геологическим потенциалом и выгодным местоположением с точки зрения логистики, отметили в компании. Он расположен ближе к выходу из Обской губы, в северной ее части, что обеспечивает удобный подход судов без необходимости использования подходного канала.

«Начало разведочного бурения – важный шаг в осуществлении нашего очередного СПГ-проекта «Арктик СПГ – 3», который станет новым этапом в реализации стратегии «НОВАТЭКа» по наращиванию производства СПГ в российском арктическом регионе», – заявил председатель правления «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон.

«Арктик-СПГ – 3» должен стать третьим заводом компании по сжижению природного газа. Ресурсной базой для него могут стать Северо-Обское, Штормовое и Гыданское месторождения.

Ранее Михельсон говорил о планах «НОВАТЭКа» после завершения строительства «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-2» создать еще три линии по производству СПГ. Их местоположение и мощность компания будет рассматривать отдельно, но их ввод запланирован на 2026-2030 годы. «НОВАТЭК» может также пересмотреть прогноз по производству сжиженного природного газа до 2030 года в сторону увеличения – до 57-58 млн тонн в год, а после 2030 года – до более 70 млн тонн.

Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 июля 2018 > № 2689279


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 30 июля 2018 > № 2689272

В 6 раз увеличилась чистая прибыль «Сургутнефтегаза» по РСБУ.

Чистая прибыль за период составила 371,4 млрд рублей.

По итогам I полугодия 2018 года чистая прибыль «Сургутнефтегаза» по РСБУ выросла в 6 раз – до 371,4 млрд рублей, сообщила компания. За январь-июнь 2017 года компания получила 63,4 млрд рублей.

Выручка за отчетный период увеличилась на 34% и составила 718,6 млрд рублей. Валовая прибыль возросла в 1,6 раза – до 229 млрд рублей. Прибыль от продаж составила 181,8 млрд рублей – в 1,8 раза выше аналогичного показателя прошлого года. Доналоговая прибыль выросла в 5,8 раза – до 447,97 млрд рублей. Денежная подушка единственной в России нефтяной компании, не имеющей долгов, подросла с начала года на 15%, составив 2,55 трлн рублей.

По итогам II квартала 2018 года ликвидные активы – так называемая кубышка компании – составили 2,575 трлн рублей, что на 272 млрд рублей, или 11,8% больше по сравнению c I первым кварталом 2018 года, следует из отчета компании. В начале года этот показатель составлял 2,238 трлн рублей.

Показатель ликвидных активов включает в себя сумму краткосрочных финансовых вложений, денежных средств и долгосрочных депозитов.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 30 июля 2018 > № 2689272


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 июля 2018 > № 2691032

На Восточной Мессояхе построены 2 высокотехнологичные скважины с технологией fishbone.

На Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) завершилось строительство сразу 2х сверхсложных скважин.

Об этом Мессояханефтегаз, СП Газпром нефти и Роснефти, сообщил 26 июля 2018 г.

Обе скважины горизонтальные, выполнены в конструкции fishbone, каждая - с 6 ответвлениями.

Для любознательных напомним, что Fishbone (рыбья кость) - это технология строительства горизонтальных скважин с многочисленными ответвлениями от горизонтального ствола ( по типу рыбьего скелета).

Направление каждого из ответвлений в разрозненные нефтенасыщенные пропластки позволяет одновременно дренировать запасы на различных глубинах и охватить большее число нефтенасыщенных участков по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной при меньшем объеме буровых работ.

Конструкции данного типа позволяют увеличить дебит скважины более чем на 40%.

Скважина №206 построена с 2 пилотными стволами и 6 боковыми ответвлениями в горизонтальном участке:

- общая проходка - более 7 км,

- показатель суток/1000 м - 4,3 (рекорд для скважин такого типа),

- длительность строительства - 30 суток,

- ожидаемый дебит - 60 т/сутки.

Скважина №304 построена с 1 пилотным стволом и 6 боковыми ответвлениями:

- общая проходка - почти 5 км,

- показатель суток/1000 м - 3,69 (также рекорд для конструкции данного типа),

- длительность строительства - 18 суток,

- ожидаемый дебит - 75 т/сутки.

При строительстве сложных горизонтальных скважин были использованы новые смазывающие добавки отечественного производства.

Это позволило повысить эффективность процесса доведения нагрузки при направленном бурении.

Горизонтальные участки fishbone были пробурены за 1 рейс благодаря применению винтового забойного двигателя.

Ранее для строительства подобных конструкций применялись только роторно-управляемые системы (РУС).

Восточно-Мессояхское НГКМ имеет ряд серьезных особенностей, требующих особого подхода.

Основной пласт ПК1-3 залегает на небольшой глубине - всего около 800 м.

Однако сложная тектоника, наличие разломов и трещин, низкая пластовая температура (16оС) серьезно затрудняют бурение.

К этим сложностям добавьте многолетнемерзлые грунты, наличие газовой шапки и подстилающей воды, высокую склонность глинистых частиц пород коллектора к набуханию, слабоконсолидированный высокопроницаемый песчаник (~1 Д), блоковое строение с высокой неоднородностью ГФХ по циклитам, отдельные уровни ГНК/ВНК внутри разреза и слабую прогнозируемость русловых отложений циклита B.

Нефть хотя и не совсем высоковязкая - динамичная вязкость 111 сПз (сантипуаз), но со своими сложностями.

Добыча «лимонадной» желто-оранжевой легкой нефти на Мессояхе - тоже дело непростое.

Можно было бы провести многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП).

Но из-за вышеуказанных сложностей, а также аномально высокого пластового давления (АВПД) на Восточно-Мессояхском месторождении впервые в периметре Газпром нефти было начато опытно-промышленное бурение по технологии fishbone.

В сентябре 2017 г, когда Мессояханефтегаз отмечал год с момента запуска Восточно-Мессояхского месторождения в промышленную эксплуатацию, на месторождении по технологии fishbone было построено 8 скважин.

Сегодня в технологическом активе Мессояханефтегаза уже 18 скважин с боковыми ответвлениями в горизонтальном участке.

До конца 2018 г будет построено еще 18 скважин.

Практически все скважины, построенные на Восточно-Мессояхском месторождении, многоствольные и высокотехнологичные, в тч по уровню TAML3.

Это понятно - типовые решения неэффективны и экономически нерентабельны для нефтедобычи в Арктике.

Скважины с fishbone и многоствольные скважины составляют 25% эксплуатационного фонда Мессояханефтегаза.

Это не только повышает эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), но и помогают снять острые геологические неопределенности за счет новой информации, полученной в процессе бурения и эксплуатации.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 июля 2018 > № 2691032


Франция. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Приватизация, инвестиции > neftegaz.ru, 26 июля 2018 > № 2691030

НОВАТЭК планирует закрыть сделку по продаже Total 10% в Арктик СПГ-2 до апреля 2019 г.

НОВАТЭК рассчитывает закрыть сделку по продаже Total 10% в проекте по сжижению природного газа Арктик СПГ-2 не позднее 31 марта 2019 г.

Об этом сообщается в материалах НОВАТЭКа к отчету по МСФО.

Обязывающее соглашение между компаниями было подписано еще на ПМЭФ-2018.

Как сообщает НОВАТЭК, в рамках данного соглашения планируется в 2018 г подписать окончательные документы по оформлению сделки по продаже 10%-ной доли владения в Арктик СПГ-2 Total и закрыть сделку не позднее 31 марта 2019 г.

Total уже договорилась о покупке у НОВАТЭКа 10% в проекте Арктик СПГ-2.

Это соглашение также позволяет Total приобрести еще до 5% акций Арктик СПГ-2, если НОВАТЭК примет решение сократить свою долю ниже 60%.

Арктик СПГ-2 - 2й завод НОВАТЭКа по производству сжиженного природного газа (СПГ), запуск которого на базе Гыданских месторождений должен состояться в 2023 г.

Его мощность составит порядка 19,8 млн т/год СПГ.

Изначально планируемая мощность 18 млн т/год СПГ - 3 очереди по 6 млн т каждая была увеличена НОВАТЭКом.

Ранее Л. Михельсон уже выражал уверенность в том, что Total примет участие в проекте Арктик СПГ-2.

По словам Л. Михельсона, участие Total в проекте лишь вопрос времени.

Такое заявление он сделал 26 апреля 2018 г.

В связи с этим участие Total в проекте было вполне предсказуемым.

Кроме того Total уже участвует в проекте НОВАТЭКа Ямал СПГ на базе Южно-Тамбейского месторождения, в котором компании принадлежит 20%.

Total принадлежит в этом проекте 20%, в нем также участвуют китайская CNPC (20%) и Фонд Шелкового пути (9,9%).

У НОВАТЭКа - 50,1%.

По расчетам НОВАТЭКа, к 2030 г Россия сможет производить более 80 млн т/год СПГ, при этом сама компания намерена занять 2/3 этого рынка и предлагать до 55-57 млн т к 2030 г, а затем - до 70 млн т.

Для этого НОВАТЭК планирует сформировать в российской Арктике кластер СПГ-заводов, который будет конкурировать с такими лидерами по поставкам СПГ, как Катар, Австралия и США.

Инвестиции до 2030 г НОВАТЭК предварительно оценил в 700-780 млрд руб.

Помимо заводов по сжижению газа НОВАТЭК также планирует построить на Камчатке перевалочный СПГ-терминал для дальнейшего экспорта СПГ в страны АТР.

По данным полпреда президента РФ на Дальнем Востоке Ю. Трутнева, проект НОВАТЭКа по перевалке СПГ увеличит объем перевозок по Севморпути в несколько раз.

Франция. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Приватизация, инвестиции > neftegaz.ru, 26 июля 2018 > № 2691030


США. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 июля 2018 > № 2690889

3-я партия СПГ, произведенного на заводе Ямал СПГ, почти прибыла в США.

3я партия сжиженного природного газа (СПГ), произведенная на Ямал СПГ, похоже, будет доставлена в США.

Танкер-газовоз Gaslog Hong Kong 26 июля 2018 г находится в Атлантическом океане, приближаясь к восточному побережью США.

Пунктом назначения танкера Gaslog Hong Kong является регазификационный терминал Everett в районе г Бостон.

Танкер-газовоз Gaslog Hong Kong может перевозить более 100 млн м3 газа.

Из порта Амстердам танкер вышел 18 июля 2018 г.

В тот же день из порта по направлению в Сабетту ушел танкер-газовоз Борис Вилькицкий, который доставляет в Европу СПГ с завода Ямал СПГ.

Так что не исключено, что в США вновь доставляется российский СПГ.

Это будет уже 3я доставка СПГ, произведенного на Ямал СПГ, в США.

В конце января 2018 г танкер-газовоз Gaselys после блужданий в Атлантике доставил партию СПГ с терминала Isle of Grain в Великобритании на терминал Everett в порту г Бостона.

В феврале 2018 г в США отправился близнец Gaselys - танкер-газовоз Provalys, доставивший СПГ из порта Дюнкерк в Новую Англию.

В обоих случаях незадолго до выхода танкеров-газовозов из портов отправки, на СПГ-терминалах разгружались танкеры, обслуживающие Ямал СПГ.

Физически СПГ, может быть и был российским, но он уже был продан и собственником СПГ выступала Engie.

В этот раз владельцем груза также может быть Engie или уже Total, закрывшая сделку по покупке СПГ-активов Engie в середине июля 2018 г.

Кстати, СПГ-терминал Everett, принадлежавший Engie, входил в периметр сделки.

Примечательно, что Total является 1 из компаний-участниц проекта Ямал СПГ.

Примечательно, что зимние поставки СПГ в США были обусловлены аномальными холодами, которые привели к дефициту газа и росту цен.

Сейчас цены на природный газ в США низкие - более, чем в 2 раза ниже, чем зимой - 95 долл США/1000 м3.

Однако запасы хранилищ минимальны за последние 5 лет - более 56 млрд м3.

Трейдеры при этом предпочитают везти СПГ из США в Азию, где из-за жары цены на газ продолжают держаться на уровне 340 долл США/1000 м3.

Поэтому поставка СПГ в США может быть связана с подготовкой к предстоящей зиме.

Кроме того, в США еще не наступил пик жары, когда максимально увеличивается потребление электроэнергии и, соответственно, растут цены на газ.

США. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 26 июля 2018 > № 2690889


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 26 июля 2018 > № 2690579

Накопленная добыча природного газа на Пякяхинском нефтегазоконденсатном месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе превысила 5 млрд куб. м. Накопленная добыча нефти и газового конденсата с момента начала промышленной добычи в октябре 2016 года составила 2,7 млн тонн.

Текущая суточная добыча на месторождении превышает 10 млн куб. м природного и попутного нефтяного газа, а также 4,4 тыс. тонн нефти и газового конденсата. В эксплуатации находятся 30 газоконденсатных и 70 нефтяных скважин.

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в ЯНАО по объемам разведанных запасов углеводородов, введенных в промышленную эксплуатацию за последние несколько лет. Начальные извлекаемые запасы Пякяхинского месторождения по категории С1+С2 российской классификации оцениваются в 86 млн тонн нефти и газового конденсата и 261 млрд куб. м газа.

Товарный газ с месторождения транспортируется по магистральному газопроводу до ГКС в районе Находкинского месторождения и далее по газопроводу до ГКС «Ямбургская». Нефть транспортируется по магистральному трубопроводу «Заполярье – Пурпе».

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 26 июля 2018 > № 2690579


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > energyland.infо, 26 июля 2018 > № 2690576

Прибыль, относящаяся к акционерам ПАО «НОВАТЭК», увеличилась во втором квартале 2018 года до 32 млрд руб. (10,63 руб. на акцию) или примерно в 10 раз и до 75,2 млрд руб. (24,93 руб. на акцию) или на 1,2% за первое полугодие 2018 года по сравнению с аналогичными периодами 2017 года.

На прибыль в отчетных периодах значительное влияние оказало признание существенных неденежных курсовых разниц по займам и совместных предприятий, номинированным в иностранной валюте. Без учета эффекта от курсовых разниц, а также единовременной прибыли от выбытия долей владения в совместных предприятиях, нормализованная прибыль, относящаяся к акционерам ПАО «НОВАТЭК», составила 54,3 млрд руб. (18,01 руб. на акцию) во втором квартале 2018 года и 101,2 млрд руб. (33,57 руб. на акцию) в первом полугодии 2018 года, увеличившись на 60,8% и 29,5% соответственно по сравнению с аналогичными периодами 2017 года.

Во втором квартале 2018 года выручка от реализации составила 195,8 млрд руб., а показатель EBITDA с учетом доли в EBITDA совместных предприятий составил 101,3 млрд руб., что представляет собой увеличение на 52% и 80,7% соответственно по сравнению с аналогичным периодом 2017 года.

За шесть месяцев, закончившихся 30 июня 2018 г., выручка от реализации и нормализованный показатель EBITDA с учетом доли в EBITDA совместных предприятий составили 375,2 млрд руб. и 177,6 млрд руб., увеличившись на 32,4% и 43% соответственно по сравнению с аналогичным периодом 2017 года. Рост выручки и нормализованного показателя EBITDA в основном связан с запуском производства сжиженного природного газа на первой очереди завода «Ямала СПГ» в конце 2017 года и ростом средних цен реализации жидких углеводородов и природного газа.

На операционные показатели второго квартала и первого полугодия 2018 года существенное влияние оказали запуск производства СПГ на первой очереди завода «Ямала СПГ» в конце 2017 года, а также приобретения новых добывающих месторождений в конце 2017 года и в первом квартале 2018 года (Берегового, Западно-Ярояхинского и Сысконсыньинского). В результате, объем добычи природного газа за второй квартал и первое полугодие 2018 года вырос на 4,2% и 3,2% соответственно, а объем добычи жидких углеводородов изменился незначительно (увеличился на 0,3% и снизился на 0,4% соответственно).

Во втором квартале и первом полугодии 2018 года объем реализации природного газа составил 15,1 млрд и 35,4 млрд куб. м, увеличившись на 5,3% и 6,9% соответственно по сравнению с аналогичными периодами 2017 года, в результате начала поставок СПГ, приобретаемого у нашего совместного предприятия «Ямал СПГ», на международные рынки с декабря 2017 года и роста объемов реализации в Российской Федерации. По состоянию на конец второго квартала 2018 года суммарный объем газа, находящегося в основном в подземных хранилищах газа, газотранспортной системе и собственных газопроводах, составил 1,3 млрд куб. м по сравнению с 0,6 млрд куб. м на конец второго квартала 2017 года.

Во втором квартале 2018 года объем реализации жидких углеводородов составил 4,3 млн тонн, увеличившись на 4,9% по сравнению со вторым кварталом 2017 года преимущественно в результате реализации продуктов переработки стабильного газового конденсата, находившихся в пути на конец первого квартала 2018 года. Объем реализации жидких углеводородов в первом полугодии 2018 года составил 8,1 млн тонн, незначительно уменьшившись на 1,6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

По состоянию на 30 июня 2018 г. совокупный объем жидких углеводородов, отраженный как «Остатки готовой продукции и товары в пути», составил 806 тыс. тонн по сравнению с 699 тыс. тонн по состоянию на 30 июня 2017 г. Остатки жидких углеводородов изменяются от периода к периоду и, как правило, реализуются в следующем отчетном периоде.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > energyland.infо, 26 июля 2018 > № 2690576


Франция. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 26 июля 2018 > № 2689218

«НОВАТЭК» оформит продажу Total 10% «Арктик СПГ 2» к апрелю 2019 года.

Совет директоров «НОВАТЭКа» одобрил сделку в июле 2018 года.

До апреля 2019 года «НОВАТЭК» намерен закрыть сделку по продаже Total 10% «Арктик СПГ 2», сообщается в отчете компании. «НОВАТЭК» и Total S.A. в мае 2018 года подписали обязывающее соглашение об условиях вхождения в проект «Арктик СПГ 2», в соответствии с которыми французская компания приобретет 10-процентную долю участия. В рамках этого соглашения планируется в 2018 году подписать окончательные документы по оформлению сделки и закрыть ее не позднее 31 марта 2019 года, отмечается в документе.

Продажу 10-процентной доли участия в «Арктик СПГ 2» компании Total совет директоров «НОВАТЭКа» одобрил в июле 2018 года.

Франция. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 26 июля 2018 > № 2689218


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter