Всего новостей: 2577977, выбрано 2985 за 0.258 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. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 17 августа 2018 > № 2705799

ООО «РН-Юганскнефтегаз», дочернее общество НК «Роснефть», установило рекорд суточной добычи нефти - впервые в новейшей истории России этот показатель составил 194 011 тонн/сутки. Сегодня «РН-Юганскнефтегаз» добывает более 2 тонн нефти в секунду.

Достичь рекордных показателей удалось за счет масштабного применения инновационных технологий, а также внедрения собственных научных разработок в бурении.

Установлен рекорд средней коммерческой скорости бурения. В первом полугодии 2018 года он составил более 6,4 тыс. м/ст-мес, что на 2% больше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Благодаря вкладу «РН-Юганскнефтегаза», НК «Роснефть» достигла нового рекорда суточной проходки бурения – 56 708 метров.

Кроме того, «РН-Юганскнефтегаз» установил отраслевой рекорд по строительству горизонтальных скважин с уникальной комбинированной эксплуатационной колонной. На объектах предприятия построена скважина с глубиной более 4,7 км и длиной горизонтального участка более 1,5 км за 13,4 суток.

Разработка и внедрение наиболее эффективных методов бурения, позволяющих усовершенствовать технологический процесс, во многом, зависит от рационализаторских предложений.

Так, в результате успешно проведенных опытно-промышленных испытаний внедрен забойный телеметрический комплекс для проведения каротажа в процессе бурения. Новое оборудование изготовлено российскими производителями. Его возможности позволяют сократить цикл бурения наклонно-направленных скважин на 15%, снизить капитальные затраты на 5% и увеличить коммерческую скорость на 1000 м./ст.мес. Комплекс также позволяет проводить геофизические исследования скважин одновременно с бурением, в результате чего исключается отдельный этап окончательного каротажа в открытом стволе.

Конструктивная доработка бурового инструмента позволила более чем на 10 часов сократить срок строительства скважины и получить значительный технико-экономический эффект. В результате уменьшения диаметра резцов повысилась эффективность выноса буровой породы на поверхность. Одновременно было увеличено число промывочных насадок, что позволило улучшить качество очистки межлопастного пространства долота. Полученные в процессе испытаний результаты подтвердили эффективность применения усовершенствованного оборудования - исключены возможные осложнения бурения в интервалах высокопластичных глин, в два раза увеличилась средняя механическая скорость, выросла коммерческая скорость бурения секции «кондуктор» до 223 м/ст.мес на наклонно-направленных скважинах и до 72 м/ст. мес на горизонтальных.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 17 августа 2018 > № 2705799


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Финансы, банки > oilcapital.ru, 17 августа 2018 > № 2704802

Более 11 млрд рублей направляет "СИБУР" на дивиденды.

11,023 млрд рублей, или 5,06 рубля на простую акцию рекомендовал совет директоров "СИБУР Холдинга" направить на дивиденды по итогам шести месяцев 2018 года, сообщила компания.

Реестр акционеров закрывается на 11-й день с даты принятия акционерами решения о выплате дивидендов. Внеочередное собрание акционеров, на котором будет рассматриваться вопрос о дивидендах, решено созвать 17 сентября. Собрание пройдет в заочной форме. Дивидендная политика компании предполагает выплату не менее 25% прибыли по МСФО, скорректированной на сумму исключительных неденежных доходов и расходов, в том числе на сумму вознаграждений сотрудников на основе акций, полученных от имени компании, не консолидируемой в отчетности, а также разовых доходов и расходов.

Скорректированная прибыль к распределению составила 44,069 млрд рублей, она соответствует уровню чистой прибыли "СИБУРа" по МСФО в первом полугодии 2018 года. Таким образом, на выплату дивидендов планируется направить 25% скорректированной прибыли.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Химпром. Финансы, банки > oilcapital.ru, 17 августа 2018 > № 2704802


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 16 августа 2018 > № 2704625

В 2,2 раза увеличила чистую прибыль "Варьеганнефть".

"Дочка" "Русснефти" в Ханты-Мансийском автономном округе компания "Варьеганнефть" в январе-июне 2018 года получила чистую прибыль по РСБУ в размере 968,9 млн рублей - в 2,2 раза больше, чем за аналогичный период прошлого года, сообщила компания.

Выручка выросла в 1,5 раза, до 21,7 млрд рублей, валовая прибыль - в 2,3 раза, до 2,2 млрд рублей.

Несмотря на рост управленческих расходов на 13,5% - до 431,6 млн рублей, прибыль от продаж увеличилась в 3 раза - до 1,8 млрд рублей. Прочие расходы компании возросли в 5,7 раза - до 672,3 млн рублей, тогда как прочие доходы - в 1,5 раза, до 132 млн рублей, а проценты к получению снизились в 1,5 раза - до 38,5 млн рублей.

Дебиторская задолженность компании выросла с 7 млрд 238,580 млн рублей на 1 января 2018 года до 7 млрд 900,563 млн рублей на 30 июня, кредиторская снизилась - с 10 млрд 518,457 млн рублей до 9 млрд 581,113 млн рублей.

"Варьеганнефть" разрабатывает Варьеганское, Тагринское, Ново-Аганское, Западно-Варьеганское, Валюнинское, а также северную часть Южно-Ярайнерского месторождений в ХМАО.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 16 августа 2018 > № 2704625


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 16 августа 2018 > № 2704622

1,6 млн рублей заплатит "РН-Юганскнефтегаз" за вред лесам.

"РН-Юганскнефтегаз" придется заплатить 1,6 млн рублей за вред, причиненный лесам, по иску службы по контролю и надзору в сфере охраны окружающей среды, объектов животного мира и лесных отношений ХМАО.

Примечательно, что Арбитражный суд Ханты-Мансийского автономного округа удовлетворил иск лишь частично. Как сообщается в картотеке арбитражных дел, изначально Природнадзор Югры просил взыскать 1,9 млн рублей за вред, причиненный окружающей среде в результате нефтезагрязнения на лесном участке площадью 2,7 тыс. кв. мв одном из лесничеств ХМАО.

Загрязнение участка произошло 12 декабря 2016 года на Фаинском месторождении нефти, когда из трубопровода вытекло 2,2 кубометра нефтепродуктов, а прямые потери нефти составили - 0,468 тонн.

При рассмотрении дела "РН-Юганскнефтегаз" просил учесть произведенную рекультивацию загрязненного участка на сумму 358,1 тыс. рублей. Что и было сделано.

"РН-Юганскнефтегаз", который ведет добычу и геологоразведку на 31 месторождении в ХМАО, - крупнейшее нефтедобывающее предприятие "Роснефти".

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Экология > oilcapital.ru, 16 августа 2018 > № 2704622


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 16 августа 2018 > № 2704615

2 млрд кубометров НПГ переработает в 2019 году "Няганьгазпереработка".

Входящий в холдинг "СИБУР"завод "Няганьгазпереработка" переработает в 2019 году 2 млрд кубометров попутного нефтяного газа, сообщил департамент общественных и внешних связей Югры.

В 2017 году заводом,мощность которого составляет 2,52 млрд кубометров газа в год,было переработано около 1,9 млрд кубометров ПНГ.

Основным поставщиком попутного нефтяного газа на "Няганьгазпереработку" является "Роснефть", которая продала в 2014 году "СИБУРу" 49% в этом заводе, а также в Нижневартовском и Белозерном ГПЗ посредством продажи доли в "Юграгазпереработке", владеющей этими заводами.

"СИБУР" консолидировал 100% в этих трех заводах. "Роснефть", поставляя на них ПНГ, заключила долгосрочные контракты на покупку производимого сухого отбензиненного газа (СОГ) с Белозерного и Нижневартовского ГПЗ.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 16 августа 2018 > № 2704615


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 августа 2018 > № 2704605

Роснефть порадовала самая крупная дочка. РН-Юганскнефтегаз установил рекорд суточной добычи нефти.

РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, установил рекорд суточной добычи нефти.

Об этом Роснефть сообщила 16 августа 2018 г.

Впервые в новейшей истории России суточная добыча нефти достигла отметки 194,011 тыс т/сутки.

Сегодня РН-Юганскнефтегаз добывает более 2 т/с нефти.

Достичь рекордных показателей удалось за счет масштабного применения инновационных технологий, а также внедрения собственных научных разработок в бурении.

Установлен рекорд средней коммерческой скорости бурения.

В 1м полугодии 2018 г он составил более 6,4 тыс м/ст-мес, что на 2% больше по сравнению с 1м полугодием 2017 г.

Благодаря вкладу РН-Юганскнефтегаза, Роснефть достигла нового рекорда суточной проходки бурения - 56,708 тыс м.

Кроме того, РН-Юганскнефтегаз установил отраслевой рекорд по строительству горизонтальных скважин с комбинированной эксплуатационной колонной.

На объектах компании построена скважина глубиной более 4,7 км и длиной горизонтального участка более 1,5 км за 13,4 суток.

Также РН-Юганскнефтегаз активно внедряет в технологический процесс рацпредложения своих сотрудников.

В результате успешно проведенных опытно-промышленных испытаний внедрен забойный телеметрический комплекс для проведения каротажа в процессе бурения.

Новое оборудование российского производства позволяет сократить цикл бурения наклонно-направленных скважин на 15%, снизить капитальные затраты на 5% и увеличить коммерческую скорость на 1000 м/ст-мес.

Комплекс также позволяет проводить геофизические исследования скважин одновременно с бурением, в результате чего исключается отдельный этап окончательного каротажа в открытом стволе.

Конструктивная доработка бурового инструмента позволила более чем на 10 часов сократить срок строительства скважины и получить значительный технико-экономический эффект.

В результате уменьшения диаметра резцов повысилась эффективность выноса буровой породы на поверхность.

Одновременно было увеличено число промывочных насадок, что позволило улучшить качество очистки межлопастного пространства долота.

Полученные в процессе испытаний результаты подтвердили эффективность применения усовершенствованного оборудования.

Так, исключаются возможные осложнения бурения в интервалах высокопластичных глин.

В 2 раза увеличивается средняя механическая скорость.

Коммерческая скорость бурения секции «кондуктор» выросла до 223 м/ст-мес на наклонно-направленных скважинах и до 72 м/ст-мес на горизонтальных.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 16 августа 2018 > № 2704605


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > neftegaz.ru, 16 августа 2018 > № 2704597

Транснефть завершила строительство завода по производству электродвигателей в г Челябинск.

Транснефть-Трубопроводная строительная дирекция (Транснефть-ТСД) завершила основной комплекс строительно-монтажных и пусконаладочных работ технологического оборудования на заводе в г Челябинск.

Об этом Транснефть сообщила 16 августа 2018 г.

Завод Транснефть-ТСД строится для локализации производства электродвигателей на территории РФ.

Строительство предприятия началось в 2016 г.

На участке площадью 5,6 га построены здание с производственными цехами и административно-бытовой комплекс, общей площадью 24,6 и 3,2 тыс м2 соответственно.

Помимо монтажа металлоконструкций основных строений проект предусматривал установку и проведение испытаний уникального оборудования.

Всего смонтировано 214 ед основного оборудования производственных линий.

Это 85 видов станков различного назначения.

Для каждой единицы оборудования были подготовлены трассы прокладки инженерных сетей, после чего проведено подключение, настройка, индивидуальные испытания с положительным результатом и пуско-наладочные работы.

Строительное управление № 3 Транснефть-ТСД, курировавшее реализацию проекта, работало совместно со подрядной организацией и проектным институтом Гипротрубопровод.

Так, были проведены пуско-наладочные работы оборудования линии вакуумно-нагнетальной пропитки.

Оборудование служит для повышения механической и электрической прочности, влагостойкости, теплопроводности, нагревостойкости изоляции обмотки статора и катушки будущего электродвигателя путем пропитки специальными составами.

После монтажа емкостей-автоклавов, были смонтированы и подключены инженерные сети, проведены пуско-наладочные работы.

В ходе этих работ были откорректированы все автоматические процессы и режимы нового высокотехнологичного оборудования.

Завод по производству высоковольтных электродвигателей является важным элементом в реализации Транснефтью мероприятий по локализации производства технологического оборудования.

Предприятие по производству высоковольтных электродвигателей - Русские электрические двигатели (РЭД) - было создано в октябре 2015 г в г Челябинск при участии Транснефти (51%) и КОНАРа (49%).

На заводе будет реализован полный цикл производства электродвигателей: изготовление комплектующих, сборка, проведение испытаний продукции.

Расчетный плановый объем выпуска высоковольтных электродвигателей для насосных магистральных и подпорных агрегатов на заводе составит до 300 шт/год.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > neftegaz.ru, 16 августа 2018 > № 2704597


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 > neftegaz.ru, 15 августа 2018 > № 2704590

С аномальным давлением справились! Мессояханефтегаз построил глубокую скважину на Восточно-Мессояхском месторождении.

Мессояханефтегаз, СП Газпром нефти и Роснефти, построил новую горизонтальную скважину на нижележащие пласты в северной части Восточно-Мессояхского месторождения.

Об этом Мессояханефтегаз сообщил 15 августа 2018 г.

Бурение было осложнено высоким давлением пласта с коэффициентом аномальности 1,71.

Для снятия рисков при работе на глубоких горизонтах специалисты Мессояханефтегаза провели комплекс подготовительных мероприятий.

Основной целью этих работ было подтверждение достаточного уровня прочности пород.

Применение определенных компоновок и специального режима бурения позволили построить скважину безопасно и не превысить допустимый коэффициент разрыва пласта.

Характеристика скважины:

- глубина скважины по вертикали 3 тыс м,

- общая проходка 4,5 тыс м.

- фактический срок строительства скважины 42 дня,

- скорость бурения 9,36 суток/1000 м (лучший показатель для для данного типа скважин, пробуренных на Мессояхе.

Работы были проведены на высоком уровне эффективности: непроизводительное время не превысило 5,2% от всего периода строительства.

Глубокие горизонты Восточно-Мессояхского месторождения считаются одним из основных драйверов развития Мессояханефтегаза.

Пласты БУ21,22 относятся к нижнемеловым отложениям, сформированным 136 млн лет назад.

Они содержат более легкую нефть, чем основной объект разработки - пласт ПК1-3, расположенный в 800 м от поверхности.

Запасы этой группы оцениваются в 65 млн т нефти.

Проект разработки нижележащих пластов включено в Фазу 2 проекта.

Пик по добыче на Фазе 2.2 предприятие прогнозирует в диапазоне от 1 до 1,5 млн т в 2022 г.

Строительство 1й эксплуатационной горизонтальной скважины на глубокие пласты Восточно-Мессояхского месторождения Мессояханефтегаз завершил в феврале 2018 г.

До конца 2018 г Мессояханефтегаз планирует построить еще 5 глубоких скважин, в результате их общее число достигнет 11.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 15 августа 2018 > № 2704590


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 15 августа 2018 > № 2704583

Эксперты ОНФ посетили Антипинский НПЗ.

Экологическая комиссия Общероссийского народного фронта в рамках реализации программы по общественному контролю за утилизацией опасных отходов производств посетила Антипинский НПЗ, основное производственное предприятие Группы компаний Новый Поток (New Stream Group).

Об этом 15 августа 2018 г сообщает ГК Новый Поток.

Эксперты в ходе визита провели осмотр специально оборудованных площадок временного хранения отходов I класса (ртутные, ртутно-кварцевые и люминесцентные лампы) и II класса опасности (батареи и аккумуляторы, утратившие потребительские свойства).

По результатам независимой экспертизы нарушений в хранении производственных отходов обнаружено не было.

Также представители ОНФ посетили экоаналитическую лабораторию Антипинского НПЗ, которая проводит регулярный мониторинг воздействия производственных процессов на окружающую среду.

Визит общественной комиссии состоялся по инициативе Антипинского НПЗ.

«Группа компаний Новый Поток и Антипинский НПЗ, в частности, в своей деятельности используют современное высокотехнологическое оборудование, которое позволяет нивелировать вредное воздействие производственных процессов на окружающую среду. Осознавая свою ответственность за следование высоким экологическим стандартам работы, мы выступаем за строгий контроль, в том числе со стороны общественности, за соблюдение природоохранного законодательства», - отметил Председатель Совета директоров ГК Новый Поток, Председатель Совета директоров Антипинского НПЗ, член Правления Российского союза промышленников и предпринимателей Дмитрий Мазуров.

В свою очередь представители ОНФ оценили информационную открытость Антипинского НПЗ, выразив надежду на активную поддержку экологической акции другими тюменскими промышленными предприятиями.

Группа компаний Новый Поток (New Stream Group) учреждена Дмитрием Мазуровым более 10 лет назад.

В Группу в рамках стратегического партнерства входят предприятия, осуществляющие нефтепереработку (Тюменская область, Республика Марий Эл, Краснодарский край), битумное производство (Нижегородская область), транспортировку и реализацию нефтепродуктов на внешнем и внутреннем рынках, морскую перевалку нефтепродуктов, а также инжиниринг и строительство объектов под ключ.

Кроме того, в New Stream Group входит компания, владеющая месторождениями в Оренбургской области.

Базовым нефтеперерабатывающим предприятием New Stream Group является Антипинском НПЗ, установленная мощность переработки которого превышает 9 млн т/год, а глубина переработки достигла рекордных для России 98%, что позволило предприятию полностью отказаться от производства мазута.

Завод подключен к магистральным нефтепроводу и продуктопроводу. Качество дизельного топлива, выпускаемого Антипинским НПЗ, соответствует стандарту Евро-5.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 15 августа 2018 > № 2704583


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 15 августа 2018 > № 2704578

Дозаправки не потребовалось. На Ямале прошли успешные испытания 1-го серийного российского локомотива, работающего на СПГ.

В Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) прошли испытания 1го серийного российского локомотива ГТ1h-002, работающего на сжиженном природном газе (СПГ).

Об этом пресс-служба губернатора ЯНАО сообщила 15 августа 2018 г.

Газотурбовоз ГТ1h-002 совершил 2 экспериментальные поездки в составе грузового поезда повышенной массы и длинны на участке Сургут - Лимбей - Коротчаево протяженностью 636 км.

Цель эксперимента - подтверждение правильности расчетов месторасположения точек заправки и экипировки газомоторных локомотивов на севере Уральского региона и определение нормы массы грузовых поездов для газотурбовозов на этом участке.

1я экспериментальная поездка по участку Сургут - Лимбей - Коротчаево была произведена 21-25 июля 2018 г.

По итогам поездки была установлена возможность вождения такими локомотивами поездов массой до 7 тыс т без дозаправки.

2я экспериментальная поездка по участку Лимбей - Сургут была произведена 29-30 июля 2018 г.

В этом случае протяженность участка была короче (532 км против 636 км), а масса грузового состава была увеличена и превысила 9 тыс т.

Установлено, что эксплуатация локомотивов с поездом такой массы также возможна на этом участке без дозаправки.

Топлива на обе поездки хватило с запасом, что подтверждает правильность предварительных расчетов по точкам размещения пунктов заправки локомотивов СПГ.

Предполагается, что они будут размещены на ст Войновка, Тобольск и Сургут.

В настоящее время единственный комплекс по заправке локомотивов СПГ функционирует в депо Егоршино в Свердловской области.

Газотурбовоз ГТ1h-002 - локомотив, который использует газомоторное топливо (ГМТ) вместо дизельного.

Главное преимущество таких локомотивов - возможность развивать высокую мощность при сравнительно небольших размерах.

При полной проектной нагрузке ГТ1h развивает скорость до 100 км/ч.

Газотурбовоз включен в локомотивный парк Свердловской железной дороги и водит поезда на участке Егоршино - Алапаевск - Серов-Сортировочный.

Локомотив также участвует в испытаниях, целью которых является выполнение соглашений в области использования природного газа в качестве моторного топлива между РЖД, Газпромом, группой Синара и Трансмашхолдингом.

РЖД начала реализацию проекта по разработке и изготовлению локомотива, работающего на СПГ в 2005 г в рамках стратегии повышения энергоэффективности перевозочной деятельности.

Для РЖД российские машиностроители изготовили 2 магистральных газотурбовоза и 1 маневровый газотепловоз, работающие на СПГ.

Магистральный газотурбовоз ГТ1h был разработан Синарой, а маневровый газотепловоз ТЭМ19 создан Трансмашхолдингом.

К 2023 г РЖД планирует увеличить парк локомотивов, работающих на СПГ, с 3 до 22 ед.

Для их использования предполагается создание газозаправочной и экипировочной инфраструктуры на железнодорожных станциях Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

В перспективе газотурбовозы будут перевозить грузы по Северному широтному ходу (СШХ).

Планируемая уже более 10 лет железная дорога протяженностью 707 км соединит Северную и Свердловскую железные дороги.

Это даст возможность вывозить грузы с новых месторождений в северных районах полуострова Ямала.

Строительство СШХ уже началось.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > neftegaz.ru, 15 августа 2018 > № 2704578


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 14 августа 2018 > № 2704972

Специалисты "Тюменского нефтяного научного центра" (входит в состав Корпоративного научно-проектного комплекса Роснефти) разрабатывают инновационное программное обеспечение для автоматизации газовых и газоконденсатных промыслов компании. Об этом говорится в сообщении Роснефти.

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.

ООО "Тюменский нефтяной научный центр" (ТННЦ) - динамично развивающийся научно-исследовательский центр, один из крупнейших региональных центров в области геологии и разработки нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Основными направлениями деятельности центра являются исследования керна и пластовых флюидов, обработка и интерпретация данных сейсморазведки, петрофизическое и геологическое моделирование, управление запасами, проектирование и мониторинг разработки месторождений, сопровождение бурения скважин, выполнение инновационных проектов.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 14 августа 2018 > № 2704972


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 14 августа 2018 > № 2704569

Газ и газовый конденсат на цифре. Роснефть реализует концепцию цифрового месторождения.

Тюменский нефтяной научный центр (ТННЦ), входящий в состав Корпоративного научно-проектного комплекса Роснефти, разрабатывает программное обеспечение для автоматизации газовых и газоконденсатных промыслов.

Об этом Роснефть сообщила 14 августа 2018 г.

Концепция предусматривает 2-уровневую систему управления промыслом:

- нижний уровень состоит из множества «автопилотов», управляющих скважинами,

- верхний уровень представляет собой вычислительный сервер, раздающий «автопилотам» целевые параметры.

Серверная часть ПО 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 газового конденсата на уровне 2-3%.

Роснефть заявляет, что разработанное ПО уникально.

На сегодняшний день в мире нет аналогов системам 2-уровневого управления газовыми и газоконденсатными объектами.

По результатам пилотных работ планируется их полномасштабное тиражирование на все газовые и газоконденсатные промыслы Роснефти.

ТННЦ оказывает большую поддержку Роснефти в работе по цифровизации разработки газовых месторождений.

Ранее ТННЦ разработал 3-мерную геолого-геомеханическую модель пласта трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) газа.

Новая разработка позволяет оптимизировать процесс бурения скважин, сократить капзатраты и повысить рентабельность проектов по разработке ТРИЗ.

Развитие технологического потенциала предусмотрено стратегией Роснефть-2022, утвержденной в декабре 2017 г.

В стратегии упор делается на инновационную деятельность и использование прорывных цифровых и технологических подходов.

Цифровизация и ускоренное технологическое развитие охватит все области деятельности Роснефти.

Уже реализуются программы «цифровое месторождение», «цифровой завод», «цифровая цепочка поставок», «цифровая АЗС».

Так, в компании реализуется проект по созданию модели гибридных (цифровых) двойников, в рамках которой создается цифровая копия объекта с учетом всех технологических особенностей.

За счет этого становится возможным моделировать оптимальный режим производственного процесса для всех этапов эксплуатации.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 14 августа 2018 > № 2704569


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 14 августа 2018 > № 2704563

Рационализаторы рулят! РН-Юганскнефтегаз увеличил проходку в эксплуатационном бурении.

РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, в 1м полугодии 2018 г увеличил плановую проходку в эксплуатационном бурении.

Об этом РН-Юганскнефтегаз сообщил 13 августа 2018 г.

За 1е полугодие 2018 г РН-Юганскнефтегаз на 15% превысил плановый показатель по проходке в эксплуатационном бурении.

Средняя коммерческая скорость увеличилась на 2% по сравнению с 1м полугодием 2017 г, до 6 392 м/ст мес.

В июне 2018 г 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.

Этих результатов удалось добиться путем внедрения новых технологий и эффективных способов производства, в т.ч предлагаемых рационализаторами предприятия.

Направление по развитию рационализаторской и изобретательской деятельности сотрудников в РН-Юганскнефтегазе работает эффективно.

Ежегодно инициативные работники предприятия предлагают свои проекты, способствующие существенному улучшению этапов производственного процесса и приводящие к значительному экономическому эффекту.

В июле 2018 г прошли опытно-промышленные испытания долота БИТ 295,3BT616 при строительстве секции скважины «кондуктор».

Диаметр резцов бурового инструмента был уменьшен до 16 мм, что позволило получить мелкий шлам и более эффективный вынос выбуренной породы на поверхность.

Также было увеличено число промывочных насадок, что повысив качество очистки межлопастного пространства долота.

Результаты испытаний подтвердили эффективность применения усовершенствованного оборудования:

- исключены возможные осложнения бурения в интервалах высокопластичных глин,

- средняя механическая скорость увеличилась в 2 раза,

- коммерческая скорость бурения секции «кондуктор» выросла до 223 м/ст мес на наклонно-направленных скважинах

- а на горизонтальных скважинах - до 72 м/ст мес,

- более чем на 10 часов сократился срок строительства скважины.

Рацпредложение признано результативным, и до конца 2018 г будет выполнен переход на использование модернизированного долота при строительстве всех скважин РН-Юганскнефтегаза.

Также результатом успешного проведения опытно-промышленных испытаний стало решение о внедрении забойного телеметрического комплекса для проведения каротажа в процессе бурения.

Возможности нового оборудования российского производства позволяют:

- сократить цикл бурения наклонно-направленных скважин на 15%,

- снизить капзатраты на 5%,

- увеличить коммерческую скорость на 1000 м сут/ст мес.

Комплекс позволяет проводить геофизические исследования скважин одновременно с бурением, в результате чего исключается отдельный этап окончательного каротажа в открытом стволе.

Полностью российская сборка комплекса позволит предприятию успешно выполнять производственные программы.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 14 августа 2018 > № 2704563


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


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter