Category: Новости

Газопровод протяженностью 18,8 км и всю необходимую инфраструктуру смогли построить за 8 месяцев.

Украинский Нафтогаз обновил наземную инфраструктуру, чтобы сделать более эффективной добычу газа из истощенных месторождений.
Об этом сообщила пресс-служба компании.

Новый объект соединит 2 месторождения – Чутовское и Розпашнивское.

Перенаправив поток газа во внутренние сети и снизив таким образом рабочее давление в истощенном месторождении, компания сможет получить около 150 тыс. м3/сутки дополнительной добычи газа.

Газопровод протяженностью 18,8 км и всю необходимую инфраструктуру смогли построить за 8 месяцев.

Общая пропускная способность нового газопровода – 500 тыс. м3/сутки.

Source: neftegaz.ru

В 2012 г. транзит нефти по северному маршруту был более 2 млн т/год

Российская Транснефть и Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики (SOCAR) подписали договор на прокачку по нефтепроводу Баку-Новороссийск в 2021 г. более 1 млн т нефти.
Об этом сообщил пресс-секретарь Транснефти И. Демин.

Это и хорошо, и плохо.

На февраль 2021 г. по этому маршруту запланирована прокачка азербайджанской нефти в объеме 85 тыс. т.

В январе 2021 г. прокачка сырья из Азербайджана не осуществлялась – все объемы SOCAR направляла по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД).

Вероятно, ожидалось подписание договора.

МНП Баку-Новороссийск использовался со стороны SOCAR в качестве вспомогательного маршрута для экспорта нефти.

Это связано в т.ч. и с рыночной конъюнктурой.

Если по простому, тариф Транснефти для SOCAR снова был некомфортным.

Еще в 2013 г. вице-президент по переработке SOCAR Д.Мамедов заявлял о том, что из-за этого компания может вообще отказаться от прокачки нефти по северному маршруту – МНП Баку-Новороссийск.

В 2020 г. ГНКАР сократила экспорт по этому направлению на 30%, до печальных 613 тыс. т/ год нефти.

История сотрудничества по МНП Баку-Новороссийск
Пропускная мощность нефтепровода – 5 млн т/год нефти.
Но он не используется на полную мощность, что снижает его эффективность.

Азербайджан транспортирует свою нефть по МНП Баку-Новороссийск с 1997 г.

Но не раз случались коллизии.

Еще в 2012 г. SOCAR экспортировала по МНП Баку-Новороссийск 2,064 млн т / год нефти!

В феврале 2014 г. заканчивался срок действия действующего с 1996 г. договора на транзит азербайджанской нефти по МНП Баку – Новороссийск.

Но стороны никак не могли договориться по 2 причинам:

не удавалось согласовать тариф. SOCAR мягко напоминала, что тариф некомфортный и завышен, Транснефть стояла на своем.
Не решался вопрос банк качества нефти.
Неподалеку от г. Тихорецка МНП Баку-Новороссийск стыкуется с МНП Самара – Новороссийск, по которому российская нефть сорта Urals.
смешанная нефть имеет усредненную цену, что выгодно для более дешевой нефти;
сорт нефти Azeri Light дороже Urals на 3 долл США/барр, и потери Азербайджана составляли более 1 млн долл США/год.
Ситуация настолько обострилась, что мае 2013 г. премьер-министр России Д.Медведев подписал распоряжение о прекращении действия договора о транзите азербайджанской нефти через территорию России по МНП Баку-Новороссийск.

Позже сторонам удалось достигать компромиссов, но до транзита 2 мле т/ год договориться уже не удавалось.

Не решены и вопросы банка качества нефти.

Source: neftegaz.ru

В течение первого квартала 2021 г. СП планирует начать добычу на втором участке 5А, входящем в проект.

Irish oil & gas explorer Petroneft Resources is to acquire an additional 40 % interest in a Russian gas well for $2.9 million, the Irish times reported. The company, which operates in the Tomsk Oblast, Russia, said the heads of terms had been signed with Belgrave Naftogas, formerly Arawak Energy Russia, in relation to Licence 67.

овместное предприятие (СП) Газпрома и Wintershall Dea – Ачим девелопмент – начало добычу на участке 4А Ачимовских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.
Об этом сообщили в Газпроме.

В течение первого квартала 2021 г. СП планирует начать добычу на втором участке 5А, входящем в проект.

В эксплуатацию уже введен блок 4А Ачимовских залежей Уренгойского месторождения.

Суммарная добыча газа на этих двух участках в 2027-2030 г. составит порядка 15,5 млрд м3 газа.

У Газпрома – 74,99% Ачим Девелопмент, Wintershall Dea владеет 25,01%.

Газпром и OMV в октябре 2018 г. подписали соглашение, согласно которому OMV получит 24,98% в проекте по разработке участков 4А и 5А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Доля Газпрома упадет до 50,01%.

Source: neftegazru.com

В соответствии с постановлением Президента Республики Узбекистан Шавката Мирзиеёва от 9 марта 2017 года №2822 «Об утверждении Программы увеличения добычи углеводородов на 2017–2021 годы» в АО «Узбекнефтегаз» проводятся буровые и испытательные работы на действующих нефтяных и газовых скважинах месторождений.

В целях обеспечения практической реализации решения по поручению Председателя правления Мехриддина Абдуллаева было начато бурение на глубине 3800 метров в скважине №14 месторождения «Нижний Сургиль» в Устюртском регионе.

В ходе изучения новых геологических данных, полученных с глубины 3700 метров и более скважины на данном месторождении, специалистами АО «Узбекнефтегаз» были выявлены новые, ранее неизвестные пласты природного газа в нижнеюрских отложениях.

С целью оценки перспектив новых пластов, выявленных на территории месторождения «Нижний Сургиль», было принято решение пробурить эту скважину до глубины 4300 метров с привлечением специалистов отрасли.

Также были поставлены задачи обеспечить получение новых геологических данных путем углубления бурения скважины, изучить перспективы нефтегазоносности новых пластов и сэкономить финансовые ресурсы, направленные на эти цели, за счет выполнения поставленных задач в геологоразведочных процессах.

Для выполнения поставленных задач было эффективно пробурено скважина №14 месторождения «Нижний Сургиль» на 4300 метров и проведены испытания вновь выявленных перспективных пластов в диапазоне 3700–4300 метров.

В результате испытательных работ удалось получить из скважины промышленный приток природного газ и газового конденсата.

По предварительным оперативным данным, объем добычи составляет более 900 тысяч кубометров природного газа и около 20 тонн газового конденсата в сутки.

В настоящее время на скважине ведутся геологоразведочные работы с целью определения давлений и геологических параметров новых залежей природного газа и оценки производственных мощностей в промышленных масштабах.

Открытие новых пластов с запасами природного газа в нижней части месторождения «Нижний Сургиль» открыло для специалистов АО «Узбекнефтегаза» новые направления в геологоразведке и разработке месторождений, а также наращивания запасов природного газа и газового конденсата в Устюртском регионе.

Это новое направление не только подтвердит рентабельность мер, принимаемых по развитию Устюртского региона, но и послужит основой для ускорения геологоразведочных работ в регионе, открытия новых месторождений и увеличения запасов углеводородов.

Source: www.uzdaily.uz

Природный газ, добываемый Шуртанским нефтегазодобывающим управлением, совместными предприятиями «Гиссарнефтегаз», «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани» и «Epsilon DCC», будет перерабатываться на газоперерабатывающих мощностях Головного сооружения Шуртан и передаваться на магистральные газопроводы АО «Узтрансгаз».

В последние годы в управлении реализуются проекты модернизации многих установок в направлении увеличения производства природного газа, сжиженного газа и постоянного улучшения качества перерабатываемого природного газа.

В частности, в 2020 году стартовал проект модернизации 1-й, 2-й и 5-й-очереди установки по производству пропан-бутановой смеси, а сегодня реализуется проект модернизации установки очистки газа от серных соединений с помощью цеолита и амина. В рамках этого проекта завершена поставка материально-технических ресурсов: технологические аппараты, контрольно-измерительные приборы системы автоматического управления, трубопроводная арматура.

Кроме того, в целях повышения качества переработки, осушки газовой влаги, поступающей в магистральные газопроводы АО «Узтрансгаз», ведутся строительно-монтажные работы по увеличению производственной мощности регенерационной газосушилки с использованием цеолита.

В настоящее время выполнены работы по заливке железобетонного фундамента для установки адсорберного аппарата производства АО «Узбеккимёмаш заводи». Трубопроводные арматуры, необходимые для строительно-монтажных работ, поставлены ООО «UZPROMARM», а трубопроводные и трубные фасоны различных размеров обеспечиваются исходя из внутренней возможности управления.

С установкой и вводом в эксплуатацию этого дополнительного адсорбера будет достигнуто дальнейшее улучшение показателей качества природного газа, транспортируемого по маршруту «Шуртан-Келиф».

Source: www.ung.uz

Катализатор на установке гидроочистки газойля Бухарского нефтеперерабатывающего завода был заменен на самый современный тип. В результате впервые в Узбекистане было запущено производство дизельного топлива экологических категорий Евро-4 и Евро-5.

В настоящее время, в Узбекистане топливо полностью соответствует мировым стандартам и стало экспортно-ориентированной продукцией. По итогам 2020 года было произведено и поставлено потребителям в общей сложности 85,9 тыс. тонн дизельного топлива Евро-3, 4, 5.

В 2020 году Бухарским нефтеперерабатывающим заводом произведено 843,9 тыс. тонн автобензина, количество которого стало самым высоким показателем за 23-летнюю историю завода. Впервые в истории нефтегазовой отрасли реализация нефтепродуктов была введена на основе целостных рыночных принципов.

Также в отстающий 2020 год был установлен новый этап сотрудничества с местными учеными, впервые в сотрудничестве с научно-исследовательским химико- фармацевтическим институтом Узбекистана было внедрено производство местного адсорбента УзАД-1 вместо адсорбента SAS-851 (Франция).

Был сделан первый шаг к проекту «Модернизация и реконструкция Бухарского нефтеперерабатывающего завода», который планировался на протяжении многих лет, состоялось подписание меморандума о взаимопонимании между компаниями АО «Узбекнефтегаз», «Honeywell UOP» (США) и «SK E&C» (Южная Корея).

Source: minenergy.uz

В нефтегазодобывающих управлениях АО «Узбекнефтегаз» проводится ряд мероприятий по увеличению добычи углеводородного сырья и обеспечению потребностей населения в природном газе.

В частности, завершена и введена в эксплуатацию установка дополнительного пункт сбора природного газа и трубопроводов диаметром 426 мм для увеличения объемов добычи природного газа на месторождении «Дояхотин» Газлийского нефтегазодобывающего управления.

Целью строительно-монтажных работ является предотвращение сжатия природного газа в трубопроводах при транспортировке, добываемого с этого месторождения и повышение эффективности вновь пробуренных скважин.

Месторождение «Дояхотин» было введено в эксплуатацию в 2004 году, и до сих пор природный газ, добываемый из 21 скважины на месторождении, через один сборный пункт по газопроводу Ø426 мм доставлялся в комплекс «Учкир».

К вновь построенному и сданному в эксплуатацию Сборному пункту подключено 21 скважин. Собранный здесь природный газ будет передаваться на Газлийский газоперерабатывающий завод по вновь проложенным трубопроводам через установку предварительной подготовки газа месторождения «Кульбешкак».

В результате добытый газ с месторождения «Дояхотин» и переработанный на устройстве, будет доставляться на завод в качественном состоянии, а также увеличить объем добычи газа на 200 тысяч кубометров в сутки.

Строительно-монтажные работы выполняла строительно-сварочная бригада акционерного общества «Жанубгазкурилиш».

Source: www.ung.uz

В проекте задействованы более 300 нефтяных скважин.

Специалисты Славнефть-Красноярскнефтегаза (дочка Славнефти – СП с равными долями участия Газпром нефти и Роснефти – оператор) совместно со специалистами РН-КрасноярскНИПИнефти разработали интегрированную модель приоритетного участка освоения Куюмбинского нефтегазонденсатного месторождения (НГКМ).
Об этом сообщила Роснефть.

В проекте задействованы более 300 нефтяных скважин, крупные инфраструктурные объекты, в т.ч. система трубопроводов общей протяженностью более 100 км.

В отличие от традиционного подхода к цифровизации добывающих активов, когда каждый бизнес-процесс моделируется изолированно, современная интегрированная модель позволяет рассмотреть процессы добычи, транспортировки и подготовки углеводородов в виде единой системы.
В такой системе каждый элемент обменивается данными друг с другом, в результате чего повышается точность расчетов.

Разработанная интегрированная модель представляет собой комплексную систему, состоящую из модели залежи, моделей скважин и модели поверхностной инфраструктуры, что позволяет анализировать влияние проектных решений по оптимизации наземных трубопроводов на работу пласта.

Нефтегазосодержащие породы Куюмбинского месторождения находятся в рифейских доломитовых коллекторах, средний возраст которых около 1 млрд лет.
Объем начальных извлекаемых запасов нефти по категориям АВ1+В2 составляет 308,8 млн т.
В ближайшие 5 лет здесь запланировано бурение более 20 разведочных и поисково-оценочных скважин, имеющих хорошие перспективы для открытия новых залежей и значительного прироста запасов.
Благодаря цифровым технологиям, специалисты получили возможность программировать различные параметры работы скважин, заблаговременно выявлять потенциальные инфраструктурные риски и подбирать оптимальные технологические решения.

Ожидается, что максимальный объем добычи в 10,8 млн т будет достигнут на Куюмбинском НГКМ в 2029 г.
Внедрение интегрированной модели позволит совершенствовать производственную программу и повысить экономическую эффективность проекта.
Все инновационные разработки осуществляется с соблюдением принципов бережного отношения к окружающей среде и обеспечения экологичности производства.
Куюмбинское месторождение
Куюмбинское НГКМ, расположенное в Байкитском районе Красноярского края, разрабатывает СП Славнефть-Красноярскнефтегаз.
Активная работа по развитию производственной инфраструктуры месторождения и подготовке запасов к промышленной разработке началась с небольшой задержкой в 2015 г.
Поставки товарной нефти по магистральному нефтепроводу (МНП) Куюмба-Тайшет в трубопроводную систему Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) начались в марте 2017 г. с опережением графика.

Куюмбинское месторождение открыто в 1973 г. в Красноярском крае, бурением скважины Куюмбинская-1, вскрывшей газовую залежь в верхней части рифея, покрышкой для которой служат залегающие субгоризонтально терригенно – сульфатно – карбонатные отложения венда.
Месторождение расположено на западе Сибирской платформы в пределах Мадринской депрессии, выделяемой по отложениям рифея.
Запасы Куюмбинского месторождения составляют 281,7 млн т нефти (категории АВС1+С2).

Source: neftegaz.ru

О строительстве нового газоперерабатывающего завода рассказали в Атырау, передает корреспондент МИА «Казинформ».
«В настоящее время прорабатывается проект по строительству газоперерабатывающего завода на базе сырья морского месторождения Кашаган с объемом инвестиций 370 млрд тенге. Строительство рассчитано на 2021-2023 годы. Ожидаемый результат от реализация проекта: снизятся поставки за рубеж сырой нефти, при увеличении экспорта переработанной нефти будет налажено производство готовой нефтехимической продукции. При этом создаются 2800 рабочих мест на период строительства и 600 постоянных рабочих мест», – сообщили в пресс-службе областного акимата. При этом в акимате отметили, что Атырауская область – лидер по объему инвестиций в РК. Доля региона в объеме инвестиций по республике составила 28,2%.

Source: https://www.inform.kz/

Вхождение Sinopec позволит максимально эффективно реализовать проект и усилить его экспертизу по дистрибуции продукции на азиатских рынках.

СИБУР и Sinopec после получения всех необходимых согласований регуляторов 2х стран закрыли сделку по созданию совместного предприятия (СП) на базе Амурского газохимического комплекса (ГХК). Доли СИБУРа и Sinopec в СП составят 60% и 40% соответственно.
Об этом сообщил СИБУР.

В июне 2019 г. сторонами были подписаны основные условия возможного создания СП.
После принятия инвестиционного решения были получены все необходимые корпоративные и регуляторные согласования закрытия сделки.
В результате сделки стороны получат совместный контроль над СП.

Мощности Амурского ГХК, как будущего крупнейшего в мире комплекса по производству базовых полимеров, составят 2,7 млн т/год:
2,3 млн т полиэтилена,
400 тыс. т полипропилена.
Продукция будет представлена широким марочным ассортиментом.
Строительство комплекса синхронизировано с постепенным выходом на полную мощность Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) Газпрома, поставки этана и СУГ с которого должны обеспечить Амурский ГХК сырьем для дальнейшей переработки в продукты высокого передела.
Ориентировочные сроки завершения строительства и пусконаладочных работ 2024 г.

Реализация проекта строительства Амурского ГХК позволит привлечь международные инвестиции в российскую экономику и внесет вклад в реализацию национальной программы развития несырьевого экспорта.
Китай заинтересован в участии в Амурском ГХК из-за высокого внутреннего потребление полипропилена и полиэтилена, которые будет производить комплекс.
Так, в 2019 г. на КНР приходило около 31% мирового спроса на полиэтилен.
В 2020 г. на долю Китая будет приходиться 41% всего мирового импорта полипропилена, что сделает Китай крупнейшим мировым нетто-импортером.
О том, что Амурский ГХК комплекс будет ориентирован на азиатские рынки говорит и его географическое расположение.
Вхождение Sinopec позволит максимально эффективно реализовать проект и усилить его экспертизу по дистрибуции продукции на азиатских рынках.
Ожидается, что проект строительства Амурского ГХК может быть включен в межправительственное соглашение между РФ и Китаем.
Напомним, что Sinopec уже является акционером СИБУРа с долей участия 10%.

Бюджет проекта предварительно оценивается в 10-11 млрд долл. США и будет уточняться в ходе его реализации.
В декабре 2020 г. Амурский ГХК привлек бридж-финансирование в размере 1,5 млрд долл. США от синдиката российских банков.
Ведущим Организатором и Кредитором выступил Газпромбанк, Организаторами и Кредиторами – банк Открытие и Сбербанк.

Напомним, что в июне 2020 г. СИБУР и Sinopec подписали акционерное соглашение по проекту Амурского ГХК, расширив достигнутые годом ранее договоренности.
В сентябре 2020 г. Главгосэкспертиза одобрила проект строительства Амурского ГХК СИБУРа.
Он будет построен в Свободненском районе Амурской области, в 15 км северо-восточнее г. Свободный.

Source: neftegaz.ru