ГРР, открытия и эксплуатационное бурение. ЛУКОЙЛ в 2017 г прирастил 501 млн бнэ доказанных запасов углеводородов

В 2017 г по результатам геологоразведочных работ (ГРР) и связанных с ними открытий, а также эксплуатационного бурения, ЛУКОЙЛ прирастил 501 млн бнэ доказанных запасов углеводородов.

О завершении подсчета и независимого аудита запасов нефти и газа по состоянию на 31 декабря 2017 г ЛУКОЙЛ сообщил 16 февраля 2018 г.

Независимый аудит доказанных запасов проведен компанией Miller & Lents с учетом оценки до конца срока рентабельной разработки месторождений.

Доказанные запасы углеводородов ЛУКОЙЛа по классификации SEC составили 16,018 млрд бнэ, из которых 75% приходятся на нефть.

В структуре общих доказанных запасов углеводородов ЛУКОЙЛа 9,56 млрд бнэ приходится на разбуренные запасы, 6,458 млрд бнэ — на неразбуренные.

Доказанные запасы нефти составили 12,077 млрд барр, в т.ч разбуренные 7,712 млрд барр, неразбуренные — 4,365 млрд барр.

Доказанные запасы газа ЛУКОЙЛа по итогам 2017 г составили 23,649 трлн фт3, из них 11,088 трлн фт3 разбуренные и 12,561 млрд фт3 неразбуренные.

Обеспеченность ЛУКОЙЛа доказанными запасами углеводородов составляет 19 лет.

Напомним, что ЛУКОЙЛ в 2017 г снизил добычу нефти (без учета проекта Западная Курна-2) на 1,5%, до 85,591 млн т.

Добычу газа по итогам 2017 г ЛУКОЙЛ увеличил на 15,7%, до 28,834 млрд м3.

Прирост доказанных запасов ЛУКОЙЛа по итогам 2017 г в результате проведенных ГРР, связанных с ними открытий и эксплуатационного бурения составил 501 млн бнэ.

Наибольший прирост в размере 198 млн бнэ был получен в Западной Сибири — основном регионе добычи ЛУКОЙЛа.

Вклад в размере 100 млн бнэ внесло дальнейшее освоение запасов российского сектора Каспийского моря.

В частности, в результате активной разработки месторождения им В. Филановского прирост запасов составил 95 млн бнэ.

В связи с разработкой газовых проектов в Узбекистане и Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) доля разбуренных запасов газа выросла с 36% до 47%.

Рост более чем на 30% среднегодовой цены на нефть в 2017 г привел к сокращению запасов ЛУКОЙЛа по зарубежным проектам, реализуемым на основе соглашений о разделе продукции (СРП) и сервисных контрактов.

В частности, запасы ЛУКОЙЛа по проекту Западная-Курна-2 снизились на 153 млн бнэ.

Условные ресурсы ЛУКОЙЛа по категории 3C по классификации PRMS на 31 декабря 2017 г составили 13,7 млрд бнэ.

По мере улучшения макроэкономических условий, приближения сроков ввода в разработку, внедрения новых технологий, а также проведения опытно-промышленных работ, объемы нефти и газа, классифицированные как условные ресурсы, могут быть переведены в запасы.

Транснефть — Восток подвело итоги реализации программы развития в 2017 г

Транснефть-Восток в полном объеме реализовало программу развития 2017 г. За год в эксплуатацию введено 59 объектов строительства. В их числе — 3 нефтеперекачивающие станции (НПС) в Иркутской области, ввод которых позволил увеличить пропускную способность первой очереди магистрального нефтепровода (МНП) Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО-1) до 69 млн т/год нефти.

Об этом Транснефть-Восток сообщила 16 февраля 2018 г.

В общей сложности в рамках реализации программы по увеличению мощности первой очереди ВСТО построено более 438 км новых высоковольтных воздушных линий (ВЛ), заменено 14 единиц энергетического оборудования.

В рамках реализации инвестиционного проекта Расширение пропускной способности нефтепровода Сковородино-Мохэ до 30 млн т нефти/год построены 2 резервуара по 50 тыс м3 на ГНПС Тайшет, увеличившие объем резервуарного парка головной станции до 400 тыс м3.

Также проведена модернизация оборудования на НПС № 21 Сковородино (Амурская область) и приемо-сдаточном пункте (ПСП) Джалинда, введена в эксплуатацию 4я измерительная линия Системы измерения контроля качества нефти.

Данные мероприятия позволили нарастить объемы транспортировки нефти в направлении КНР и с 1 января 2018 года МН Сковородино-Мохэ заработал на своей проектной мощности 30 млн т/год нефти.

В целях обеспечения непрерывного круглогодичного обслуживания линейной части МН Куюмба-Тайшет, в том числе подводного перехода через р Ангару, Транснефть-Восток ввело в эксплуатацию 3 новых производственных объекта — Центральную ремонтную службу (ЦРС), базу производственного обеспечения (БПО) и линейно-аварийную эксплуатационную службу (ЛАЭС) при НПС-4.

Данные объекты расположены в Богучанском районе Красноярского края.

В течение 2017 г Транснефть — Восток реконструировано 2 резервуара суммарным номиналом 80 тыс м3, построено 2 резервуара аварийного сброса нефти общим объемом 6 тыс м3, заменено более 40 км трубы линейной части МН Красноярск-Иркутск.

В области непромышленного строительства закончены работы по возведению временных жилых комплексов на 2х станциях трубопроводной системы ВСТО-1: НПС — 8 (Киренск, Иркутская область) и НПС — 10 (Талакан, Республика Саха (Якутия), возведен жилой дом для сотрудников НПС № 3 в районе г Вихоревка (Иркутская область) на 24 кв.

МОЭСК увеличит пропускную способность важного энергетического транзита на территории Новой Москвы

МОЭСК, дочка Россетей, продолжает масштабное переустройство линий электропередачи на территории Новой Москвы.
Об этом МОЭСК сообщила 8 февраля 2018 г.

В настоящее время МОЭСК реализует важный проект в районе Саларьево.
В результате будет увеличена пропускная способность ВЛ 110 кВ Теплый Стан — Передельцы — 1,2 цепь, а также освобождена территория для строительства участка дороги Солнцево — Бутово — Видное, новой станции метро Филатов Луг и крупного транспортно-пересадочного узла Саларьево.

В рамках проекта взамен старых будут установлены новые стальные анкерно-угловые решетчатые опоры высотой до 40 м.
На ВЛ 110 кВ будет проведена замена 1 км провода на провод большего сечения.
Также будет смонтировано 130 полимерных изоляторов, которые в отличие от стеклянных и фарфоровых обладают большей механической прочностью, высокой устойчивостью к атмосферным загрязнениям и перенапряжениям в сети.

ВЛ 110 кВ Теплый Стан — Передельцы — 1,2 цепь обеспечивает электроэнергией значительную часть территории Новой Москвы — более 53 тыс потребителей, 170 социально значимых объектов, несколько микрорайонов г Московский, крупный микрорайон Переделкино Ближнее в Рассказовке, а также агрокомбинат Московский, ЦКБ РАН, Палеонтологический музей им Ю.А. Орлова, Академию МВД, ряд пансионатов для ветеранов войны, труда и ветеранов науки РАН, станции метро Калужская, Ясенево и др значимые объекты.

На время переустройства ВЛ энергетиками Комплекса городского хозяйства Москвы будет реализована временная схема передачи электроэнергии в данном транзите для надежного электроснабжения подстанции (ПС) Передельцы с последующим переводом на постоянную по окончании работ.
Заключительным этапом работ станет демонтаж прежних опор и провода.

Для МОЭСК это 10й проект по переустройству ЛЭП на территории Новой Москвы.
Так, в 2016-2017 гг МОЭСК перевела участок воздушной линии в кабель в районе Коммунарки, освободив площадь для строительства административно-делового центра.
В 2018 г будет реализован проект по переустройству ЛЭП для строительства ЦКАД.

В Газпром нефти считают, что сохранение высоких цен на нефть может привести к «перегреву»‎ рынка

Сохранение текущего высокого уровня цен на нефть — выше 60 долл США/барр, может привести к «перегреву» рынка, что впоследствии повлечет за собой снижение цен.
Об этом 8 февраля 2018 г сообщил глава Газпром нефти А. Дюков.

По словам А. Дюкова, вполне возможно, что такая цена на нефть может привести к «перегреву» рынка и снижению цены.
Но наверняка узнать, случится это или нет, получится только по прошествии времени.
Текущая цена на нефть, по данным биржи, составляет около 64,5 долл США/баррель.

Газпром нефть заложила в бюджет компании на 2018 г цену нефти в 50 долл США/барр, отметил Дюков.
Исходя из такой цены на нефть компания принимает инвестиционные решения на данный момент

Глава Газпром нефти также отметил, что нефтегазовой отрасли придется конкурировать с динамично развивающимися компаниями, работающими в IT и банковской сферах, за молодых и талантливых специалистов

Напомним, что в ноябре 2018 г сделка ОПЕК+ была продлена до конца 2018 г.

В январе 2018 г министр энергетики РФ А. Новак а рамках Всемирного экономического форума в Давосе заявил, что 2018 г должен стать годом балансировки рынка нефти.

Арктические планы Роснефти. Участок недр Хара-Тумус на Хатанге и бурение в Карском море

Роснефть подала заявку на участие в аукционе на участок недр Хара-Тумус в районе Хатангского залива моря Лаптевых на п-ве Таймыр.
Об этом стало известно 2 февраля 2018 г из материалов Роснефти.

Заявки на участие в торгах принимались до 2 февраля 2018 г и Роснефть оказалась единственной компанией, которая подала заявку на участок недр.

Аукцион пройдет 21 марта 2018 г.
Начальный размер разового платежа составляет 656,4 млн руб.
Лицензия выдается сроком на 27 лет.

В сентябре 2017 г С. Донской бодро заявлял о том, что аукцион на участки недр Хара-Тумус и Бегичевский Минприроды РФ проведет до конца 2017 г, на общих основаниях.

Почему сдвинулись сроки, если Роснефть и так — единственный участник? Непонятно.
Когда -то на Хатангу серьезно рассчитывал ЛУКОЙЛ, предполагая, что этот «медвежий угол» на расстоянии 900 км до всех городов и средств коммуникаций еще долго будет белым пятном на карте российского нефтегаза.

Не имея доступа к шельфовым месторождениям, негосударственный ЛУКОЙЛ в 2014 г даже заручился поддержкой у В. Путина на освоение участка недр в Хатангском заливе, который являлся территориальными водами страны, что и позволяло ЛУКОЙЛу не имея прав на шельфовые месторождения, начать работу в Хатанге.

Было даже дано поручение Минприроды РФ подготовить документы для оформления ЛУКОЙЛу Хатангского участка недр, расположенного в Хатангском заливе.

Но белым пятном Хатанги сильно заинтересовалась Роснефть, в итоге получив его в декабре 2015 г от Д. Медведева.
А ЛУКОЙЛ белым пятном, похоже, ныне считает газохимию.

Во всяком случае, на встрече В. Путина и В. Алекперова в загородной резиденции Ново-Огарево 5 февраля 2018 г упор был сделан уже не на шельфовые проекты в Арктике, а на газохимию в Ставрополье.

А участок недр Хара-Тумус расположен на одноименном полуострове, который административно относится к Таймырскому Долгано-Ненецкому муниципальному району Красноярского края.
Площадь лицензионного участка недр — 1,27 тыс км2.
Извлекаемые ресурсы по категории D1 — 3,2 млн т нефти и 6,8 млрд м3 газа.

Роснефть уже успешно работает в районе Хатангского залива.
Экспедиция Хатанга-Зима-2017 Роснефти позволила провести оценку пространственного распределения ледяных образований в Арктике.
В начале апреля 2017 г компания приступила к скважины Центрально-Ольгинская-1 на Хатангском участке недр.
Бурение осуществлялось с берега п-ва Хара-Тумус на шельфе Хатангского залива моря Лаптевых.
В июне 2017 г Роснефть сообщила об открытии Центрально-Ольгинского месторождения нефти.
А в октябре 2017 г Роснефть подтвердила в ГКЗ открытие месторождения с запасами 81 млн т по категории C2+C1.

Роснефть считает море Лаптевых очень перспективным.
Ранее глава Роснефти И. Сечин отмечал, что ресурсный потенциал только по морю Лаптевых, по оценке компании, составляет 9,5 млрд тнэ.
Летом 2017 г И. Сечин обратился к президенту РФ В. Путину с просьбой оперативно объявить тендеры на 2 новых участка недр в районе Хатангского залива — Бегический и Хара-Тумус.

На территории участка Хара-Тумус Роснефть в ноябре 2016 г уже создала круглогодичную базу под изыскательские и буровые работы в Хатангском заливе и получила лицензию на строительство сооружений, проведение буровых работ и строительство подземного хранилища газа (ПХГ).
Бегический участок — территория о Большой Бегичев.
Остров находится внутри Хатангского участка недр, но в состав участка недр не входит.

Помимо Роснефти, на Хатанге работает ЛУКОЙЛ, который после урегулирования отношений с Роснефтью, начал бурение на Восточно-Таймырском участке недр.
Восточно-Таймырский участок недр расположен близ устья Хатанги.
Ресурсы сухопутной части участка составляют 4,5 млн т нефти, 9,3 млрд м3 газа и 0,5 млн т газового конденсата.

Также Роснефть определилась с планами по бурению на шельфе Карского моря.

Компания определила еще 2 структуры для бурения поисково-оценочных скважин на Восточно-Приновоземельском-1 и Восточно-Приновоземельском-2 участках недр на шельфе Карского моря.
На Восточно-Приновоземельском-1 участке недр бурение скважин планируется на структуре Викуловская.
На Восточно-Приновоземельском-2 участке недр планируется бурение на структуре Рагозинская (западный купол).
Размещение уведомлений об общественном обсуждении касательно оценки воздействия проектов на окружающую среду (ОВОС) планируется до конца мая 2018 г.

Участок недр Восточно-Приновоземельский-1 известен тем, что на нем в 2014 г Роснефть при участии ExxonMobil пробурила скважину Университетская-1.
Это была настоящая гонка со временем — ExxonMobil, несмотря на давление со стороны властей США в связи с антироссийскими санкциями, тянула время, объясняя невозможность остановки проекта сложностью работ и непростой экологической ситуацией.
Бурение оказалось успешным — скважина подтвердила наличие залежей углеводородов.
Было открыто нефтегазовое месторождение Победа с запасами по категории С1+С2 — 130 млн т нефти и около 500 млрд м3 газа.
В 2018 г Роснефть планировала разработать, согласовать и провести экспертизу проекта разведочных работ на месторождении Победа.

ФСК ЕЭС обновила оборудование на подстанции, питающей Российский федеральный ядерный центр на Урале

ФСК ЕЭС, дочка Россетей, обновила оборудование подстанции (ПС) 220 кВ Мраморная, обеспечивающей электроснабжение Челябинской области, в том числе Российского федерального ядерного центра в Снежинске (РФЯЦ-ВНИИТФ) и производственного объединения (ПО) Маяк в Озерске.
Об этом ФСК ЕЭС сообщила 8 февраля 2018 г.

На ПС реконструированы инженерно-технические средства охраны, полностью обновлена опорно-стержневая изоляция разъединителей открытых распределительных устройств (ОРУ) 220 и 110 кВ, заменены масляные выключатели на элегазовые, вместо отделителей и короткозамыкателей на ОРУ 220 кВ установлены выключатели.

ПС 220 кВ Мраморная построена в 1982 г, обеспечивает выдачу мощности электроэнергии от Белоярской атомной электростанции, а также связь Челябинской и Свердловской энергосистем.
В 2018 г ПС отмечает 35-летие.

ПО Маяк является единственным в России действующим предприятием по регенерации отработавшего ядерного топлива.

Ядерный центр РФЯЦ-ВНИИТФ обеспечивает решение, в том числе научно-технических проблем разработки и испытания ядерных зарядов и боеприпасов и мирного использования ядерной и термоядерной энергии.

Газпром продолжает наращивать долю на газовом рынке Европы и рассчитывает на активное расширение в Китае

Доля Газпрома на европейском рынке приближается к 35%, а на газовом рынке Китая Газпром претендует на 13% к 2035 г.
Такие заявления руководство Газпрома сделало с ходе Дня инвестора в г Нью-Йорк 6 февраля 2017 г.

Напомним, что в начале 2018 г Газпром проводит Дни инвестора в г Нью-Йорк и г Лондон.
В 2017 г Газпром сделал шаг на Восток, организовав Дни инвестора в Гонконге и Сингапуре, но сейчас компания возвращается на Запад.

Зампред правления Газпрома А. Медведев рассказал о поставках российского газа в Европу.
В 2017 г Газпром установил абсолютный рекорд по экспорту газа в Европу за всю историю советской и российской газовой промышленности.
Поставки российского газа в страны Европы в 2017 г достигли 194,4 млрд м3, увеличившись на 8,4% по сравнению с 2016 г.
По собственной оценке Газпрома, доля компании на европейском рынке газа в 2017 г достигла 34,7% против 33,1% в 2016 г.
В 2012 г Газпром занимал на газовом рынке Европы 26%, за 5 лет Газпром нарастил долю на рынке Европы на 9 п.п.
Рост поставок газа в Европу связан с ростом потребления и эта тенденция сохранится и в будущем.
До 2035 г Газпром ожидает роста импорта газа в Европу на 30%-50%, до 393-459 млрд м3/год.

Реализация проекта по строительству магистрального газопровода (МГП) Северный поток-2 идет по графику.
А. Медведев уверен, что обе нитки газопровода будут введены в эксплуатацию в конце 2019 г.
Препятствия для реализации проекта на сегодняшний день носят гипотетический характер, все они известны, пояснил А. Медведев.

Конкуренции на европейском рынке со стороны сжиженного природного газа (СПГ) из США не опасается.
Нас пугали американским СПГ уже несколько лет. Как говорится, нас пугают, а нам не страшно, сказал А. Медведев.
Газпром устанавливает конкурентные цены и сможет делать это и далее, имея при этом достаточную доходность.
Да и объем поставок СПГ из США незначительный.
Поставки американского СПГ на европейский рынок можно сравнить с несколькими каплями на фоне тех объемов газа, которые поставляет по трубам Газпром.

О развитии восточного направления сообщил начальник управления Газпрома К. Полоус.
Строительство МГП Сила Сибири-1 идет с опережением сроков.
В течение 2017 г было построено более 900 км газопровода.
В итоге, по состоянию на начало февраля 2018 г, Газпром построил 1480 км МГП Сила Сибири-1, что составляет более 2/3 протяженности участка от Чаяндинского месторождения до границы с Китаем, необходимого для начала поставок газа в Китай.
Поставки газа в Китай по МГП Сила Сибири-1 начнутся в конце 2019 г.
Останавливаться на этом Газпром не намерен, обсуждая с китайскими партнерами новые трубопроводные проекты.
За счет этого Газпром рассчитывает к 2025 г занять 10% китайского рынка природного газа, а к 2035 г — 13%.

По добыче газа у Газпрома запланирован стабильный рост, сообщил член правления Газпрома В. Черепанов.
В 2017 г добыча газа составила 471 млрд м3.
В 2018 г Газпром рассчитывает увеличивать добычу на 1%, до 476 млрд м3.

В бюджет на 2018 г Газпром заложил среднюю цену на нефть на уровне 43,8 долл США/барр.
При этом курс доллара США к рублю, заложенный компанией в бюджет на 2018 г, составляет 64,2 руб/долл США.
Среднюю экспортную цену газа в бюджет на 2018 г Газпром заложил в размере 197,1 долл США/1000 м3.
При этом А. Медведев уверен, что бюджетная цена будет превзойдена.
Инвестпрограмма газового бизнеса Газпрома после пиковых инвестиций в 2018-2019 гг будет составлять не более 1 трлн руб в период до 2035 г.

Зампред правления Газпрома А. Круглов сообщил о важных для инвесторов моментах — дивидендной политике и долговой нагрузке.
В 2017 г Газпром направил на дивиденды более 190 млрд руб и стал крупнейшим по размеру дивидендов публичной российской компанией.
В перспективе Газпром нацелен на сохранение уровня дивидендов на уровне 190 млрд руб, но допускает гибкость после завершения пика инвестиций.
При этом А. Круглов подчеркнул, что размер дивидендов не будет снижаться даже при увеличении инвестиционной нагрузки.
На 2018 г у Газпрома приходится пик погашения долговых обязательств.
Плановый объем погашений в целом по группе Газпром по существующим займам превысит 13 млрд долл США.
При этом Газпром полностью уверен в возможностях комфортного обслуживания своих долговых обязательств.

Санкции США и ЕС не создают серьезных препятствий для Газпрома.
Так, доступ Газпрома к глобальным рынкам капитала не ограничивается.
По разъяснению Департамента Минфина США по контролю за иностранными активами (OFAC), введение новых санкций США, касающихся экспортных газопроводов, не распространяется на проекты, объявленные к реализации до 2 августа 2017 г.
Технологические санкционные ограничения касается менее 1% добычи углеводородов группы Газпром.

Комсомольский НПЗ начал производство новых видов дизельного топлива для северных регионов

Комсомольский НПЗ, дочка Роснефти, отгрузил потребителям первую партию нового вида дизельного топлива (ДТ) — «арктического» ДТ-А2-К5.

Также на заводе осваивают производство «зимнего» ДТ класса 3 (ДТ-З-К5, класс 3).

Оба они отвечают требованиям высшего экологического стандарта — Евро-5.

Главной особенностью новых видов продукции является более низкая предельная температура фильтруемости: для ДТ «арктического» — до -50 ̊ С, для «зимнего» — до — 38 ̊ С.

«Арктика» предназначена для холодных регионов страны — Крайнего Севера и Дальнего Востока.

Специалистами Комсомольского НПЗ проделана значительная работа по пересмотру и определению оптимальной рецептуры смешения компонентов в лабораторных условиях, подбору режима работы технологических установок, производству опытно-промышленных партий, оформлению необходимой технической документации.

Выработка компонентов для опытных и промышленных партий ДТ арктического экологического стандарта «Евро-5» производилась на установках: ЭЛОУ-АВТ-3, установке замедленного коксования, установке гидроочистки ДТ.

Смешение, подача присадок доведение качества товарной продукции до требуемых значений производилось в товарно-сырьевом цехе предприятия.

Отличие «арктики» от «зимы» — разный фракционный состав.

Поэтому компоненты для «арктики» — керосин и лёгкая дизельная фракция — производятся на установках: ЭЛОУ-АВТ-3 и установке замедленного коксования.

Для «зимы» — на установках ЭЛОУ-АВТ-2 и ЭЛОУ-АВТ-3.

Новая продукция Комсомольского НПЗ полностью отвечает современным требованиям российских и международных стандартов.

В июне 2016 г Комсомольский НПЗ начал выпуск низкосернистого судового топлива с улучшенными экологическими показателями.

В рамках модернизации летом 2015 г Комсомольский НПЗ полностью перешел на Евро-5.

Комсомольский НПЗ — крупнейший нефтеперерабатывающее предприятиее в Дальневосточном федеральном округе (ДФО).

Произведенные нефтепродукты поставляются в Приморский и Камчатский края, Амурскую, Сахалинскую, Еврейскую автономную и Магаданскую области, а также экспортируются в страны Юго-Восточной Азии.

Омский нефтеперерабатывающий завод «Газпром нефти» смонтировал ключевое оборудование новой установки замедленного коксования

На площадке строительства установки замедленного коксования Омского НПЗ «Газпром нефти» выполнены работы по подъему и монтажу сверхгабаритного колонного оборудования.

Об этом «Газпромнефть-ОНПЗ» сообщила 23 января 2018 г.

На постаменты установлены 2 коксовые камеры и фракционирующая колонна – оборудование, которое обеспечит производство востребованных светлых нефтепродуктов из гудрона и других тяжелых остатков.

Масса смонтированного оборудования — более 1 200 т.

Эти сверхгабаритные аппараты были впервые изготовлены в России специалистами отечественного предприятия «Волгограднефтехиммаш» и доставлены на ОНПЗ в сентябре 2017 г. через Балтийское, Северное и Норвежское моря, частично по Северному морскому пути.

Ввод в работу установки замедленного коксования (УЗК) запланирован на 2020 год – это один из ключевых проектов масштабной модернизации Омского НПЗ, которую «Газпром нефть» продолжает с 2008 г.

В результате ОНПЗ увеличит выпуск бензина и дизельного топлива с каждой тонны переработанной нефти.

Новая УЗК Омского НПЗ станет одним из самых крупных объектов такого типа в России, увеличит производство высококачественного сырья для алюминиевой промышленности — нефтяного кокса, а также вместе с другими проектами 2го этапа модернизации ОНПЗ повысит глубину переработки до 97% и до 80% — выход светлых нефтепродуктов.

Мощность установки по сырью — 2 млн т/ год.

Установка замедленного коксования предназначена для переработки тяжелого нефтяного сырья, преимущественно гудрона. Предварительно разогретый гудрон поступает в ректификационную колонну, где разделяется на светлые фракции и сверхтяжелый гудрон. Легкие углеводороды уходят на производство товарных нефтепродуктов, а сверхтяжелый гудрон поступает камеру коксования и при высокой температуре превращается в кокс.

В коксовой камере — основном реакционном аппарате УЗК — осуществляется эндотермический процесс коксования нефтяного сырья за счет тепла. Камеры коксования работают по циклическому графику — в одной идет процесс коксования, другая разгружается и готовится к новому циклу (длительность цикла — около 48 ч, циклические изменения температуры — около 500 оС). Вырабатываемый кокс пользуется значительным спросом в алюминиевой и электротехнической промышленности.

Ну а фракционирующая колонна дает возможность отбирать сразу несколько фракций- обычно это бензин, лигроин, керосин и газойль. Бензин отбирается в парообразном состоянии сверху колонны, а все остальные фракции отводятся из колонны сбоку в сконденсированном виде и после охлаждения в холодильнике направляются в приемники.

Кроме строительства новой установки, Омский НПЗ реконструирует уже существующую УЗК, на которой в т.ч. будет производится игольчатый кокс — высокоструктурированное углеродное сырье с низким содержанием металлов и серы, получаемое путем переработки нефти и используемое для производства сверхмощных графитированных электродов. Это очень ценная и дорогостоящая продукция, выпуском которой 1-м в России займется Омский НПЗ. Ранее такая продукция поставлялась исключительно из-за рубежа.

Интересно, что технологические параметры реконструируемой УЗК будут изменены с учетом более жестких требований к ведению режима при выпуске игольчатого кокса, а коксовые камеры, изготовленные из биметаллической стали, будут дооснащены шиберной системой открытия-закрытия люков. Кроме того, планируется смонтировать дополнительный резервуарный парк, а также колонну подготовки вторсырья.

Сегодня Омский НПЗ выпускает более 50 видов нефтепродуктов: высокооктановые бензины, дизельное и судовое топливо, авиакеросин, битум, бытовой газ, топочный мазут, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке.

2й этап модернизации, рассчитанный до 2020 г., направлен на строительство новых и обновление уже работающих мощностей с учетом современных экологических требований, призванных повысить надежность и безопасность производственных процессов.

Комментарии экспертов:

Хайрудинов Ильдар Рашидович, д.х.н., действительный член РАЕН, почетный профессор Атырауского института нефти и газа, заслуженный деятель науки РБ, заслуженный работник Министерства топлива и энергетики РФ:

«На УЗК идет глубокое термическое разложение гудрона. Гудрон – это остаток нефти, выкипающий выше 500 0С.

Кроме УЗК, гудрон разлагается, точнее испытывает лишь легкое разложение, на установке висбрекинга, но при температуре в 440 0С, и при этой технологии разложение начинается и заканчивается в трубчатой печи, поэтому кокс там не образуется, а образуется всего 2,5 % газа и где-то 5% бензина. Все остальное (92,5%) – это котельное топливо, то есть жидкий продукт. На УЗК же конечный продукт – твердый (кокс) и плюс 65% дистиллятов. Это главное отличие этих процессов.

Почему заводы стараются внедрять коксовую установку? Известно, что современные заводы на Западе и в США сегодня имеют глубину переработки 90% и выше. Все они оснащены УЗК. В России часть современных заводов, также имеющих УЗК, получают из нефти 90-95% полезных продуктов, в основном моторные топлива. Старые заводы и заводы с неполной схемой переработки нефти имеют глубину переработки от 60 до 70%. Если у них есть процесс висбрекинга, то они могут довести глубину переработки нефти максимум до 75%. И они, конечно, проигрывают, потому что из нефти получается более 20% ненужного котельного топлива, а топочный мазут – самый дешевый, самый ненужный продукт. Поэтому УЗК – одно из основных преимуществ современных НПЗ».

Данилов Александр Михайлович, доктор технических наук, заместитель генерального директора по науке ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти»:

«Установка замедленного коксования осуществляет термический крекинг, при котором в качестве одного из продуктов получается твердый кокс.

Термохимические процессы были усовершенствованы введением катализаторов. Это имело два принципиально важных последствия. Катализаторы ускорили процесс, позволив несколько снизить температуру и сократить время пребывания сырья в зоне реакции. В результате уменьшилось образование побочных продуктов разложения: газообразных углеводородов и кокса. Во-вторых, изменился механизм реакции, а значит, и структура образующихся углеводородов.

Если при термическом разложении возможен только радикальный механизм, то в присутствии катализатора крекинг осуществляется по ионному или радикально-ионному механизму. В этом случае увеличивается доля разветвленных парафиновых углеводородов. Октановое число бензиновой фракции повышается, и снижается температура застывания дизельной фракции».

Газпром нефть изменила технологию заканчивания скважин, что позволило открыть крупное нефтяное месторождение А. Жагрина в ХМАО

Газпромнефть-Хантос, дочка Газпром нефти, по итогам геологоразведочных работ (ГРР) 2017 г открыла новое нефтяное месторождение на Западно-Зимнем участке недр в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО).

Об этом Газпром нефть сообщила 29 января 2018 г.

Эксплуатация этой части месторождения до недавнего времени считалась нерентабельной.

Но по результатам сейсмогеологического анализа, анализа данных разработки Зимнего месторождения и результатов работ на проектах со схожим геологическим строением, было принято решение изменить способ заканчивания скважин, что показало свою эффективность.

В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах удалось сохранить естественную проницаемость пород призабойной зоны скважины (ПЗС), что и определило ее эффективность.

Повышение эффективности технологии бурения и заканчивания скважин — это 1 на 9 приоритетных направлений технологического развития компании, объединенных в конце 2014 г в Технологическую стратегию Газпром нефти.

Дальше — больше.

Специалисты НТЦ Газпром нефти вместе с компаниями Сейсмотек, Пангея и МФТИ ведут разработку отечественной интегрированной IT-платформы по обработке и интерпретации данных сейсмики, которая будет сопровождать весь цикл сейсмических исследований – от постановки задач до завершения проектов.

Открытое месторождение им А. Жагрина по действующей российской классификации относится к категории крупных.

Извлекаемые запасы нефти С1+С2 нового актива, поставленные на баланс ГКЗ полезных ископаемых, составляют 25 млн т.

Государственная комиссия по запасам (ГКЗ) быстро одобрила заявку Газпром нефти на присвоение новому месторождению имени бывшего главы дирекции по добыче Газпром нефти А. Жагрина, который скоропостижно ушел из жизни 10 декабря 2017 г.

Под руководством А. Жагрина Газпром нефть не просто успешно наращивала добычу — этот показатель рос рекордными для отрасли темпами.

Газпромнефть-Хантос ведет геологоразведочные работы в Кондинском районе ХМАО с 2015 г.

Для любознательных напомним, что работы по добыче полезных ископаемых из недр ведутся по определенному плану — плану развития месторождения (ПРМ).

В кратчайшие сроки в условиях полной автономии были подготовлены и проведены сейсморазведочные работы 2D в объеме 900 пог км, создана геологическая модель резервуара, пробурена поисково-оценочная скважина.

При испытании основного перспективного объекта 1й поисково-оценочной скважиной был получен приток безводной нефти с расчетным дебитом 50 м3/сутки.

В 2018 г Газпром нефть продолжит геологоразведку на месторождении им А. Жагрина.

В частности, будут проведены 3D сейсмика на площади в 300 км2 и пробурена 2я поисково-оценочная скважина.

Всего в соответствии с планом развития актива до 2023 г на месторождении планируется пробурить 195 скважин.

Ранее Газпром нефть сообщала о том, что что эксплуатационное бурение добывающих скважин в южной части Западно-Зимнего участка недр может начаться в 2019-2020 гг.

1я фаза разработки Западно-Зимнего участка недр предусматривает вовлечение в разработку более 10 млн т нефти.

Лицензию на Западно-Зимний участок недр Газпромнефть-Хантос получил в 2015 г по итогам серьезной борьбы с Сургутнефтегазом.

В ходе аукциона было сделано 54 шага, а заплатить за участок недр Газпромнефть-Хантос предложила 7,2 млрд руб при стартовом платеже — 1,126 млрд руб.

Восточная граница участка примыкает к Зимнему месторождению, где Газпромнефть-Хантос также ведет активную работу.

В июне 2017 г в наиболее сложной с геологической точки зрения, северо-восточной части, месторождения началось бурение 2 кустовых площадок.