Роснефть обвинила Транснефть в сокращении своей добычи нефти

Роснефть снизила добычу нефти в июле 2019 г., в частности на РН-Юганскнефтегазе, в связи с ограничениями приема сырья в систему магистральных нефтепроводов (МНП) Транснефти.
Об этом сообщила Роснефть.

Вынужденное снижение добычи связано с сокращением Транснефтью приема нефти в систему МНП, которые в настоящее время забиты большими объемами суррогатной, содержащей хлориды нефти, препятствующей стабильным поставкам сырья потребителям.
Значительные ограничения в приеме нефти наложены, в частности, на РН-Юганскнефтегаз.

Транснефть пока никак не прокомментировала ситуацию.

По данным ЦДУ ТЭК фактическая добыча РН-Юганскнефтегаза 8 июля 2019 г. составила 153 тыс. барр/сутки, что на 24% ниже расчетного баланса.
А средняя добыча на активе 1 – 8 июля 2019 г. составила 128 тыс. барр/сутки, что на 43% ниже июньского уровня.

РН-Юганскнефтегаз – крупнейшая нефтедобывающая дочка Роснефти, на долю которой приходится порядка 30% всей добычи.
Накопленная добыча предприятия превышает 2,3 млрд т нефти.
Запасы по международной классификации (доказанные, вероятные, возможные) составляют 2,7 млрд. т.
Разработка и разведка месторождений ведется на 33 лицензионных участках недр.
На протяжении последних 7 лет РН-Юганскнефтегаз успешно обеспечивает стабильный уровень добычи свыше 60 млн т/год.
В 2018 г. РН-Юганскнефтегаз впервые в своей истории перешагнул 70-миллионный рубеж годовой добычи нефти.

Но 2019 г. для компании начался с серьезной неприятности.
5 января 2019 г. на основном месторождении РН-Юганскнефтегаз – Приобском – произошел серьезный пожар площадью 300 м2, потушить который удалось лишь на следующий день.
По данным ОПЕК за январь 2019 г. следует, что пожар на Приобском месторождении привел к снижению добычи нефти РН-Юганскнефтегазом на 0,8%.
При этом добыча на Приобском месторождении, на котором 2 октября 2018 г. РН-Юганскнефтегаз отмечал 30-летие разработки, и так постепенно снижается со временем и в связи с тем, что часть запасов месторождения относится к трудноизвлекаемым (ТрИЗ), с низкой и сверхнизкой проницаемостью коллекторов, а само месторождение сильно обводнено.
На интенсификацию добычи на месторождении Роснефть просит у правительства налоговые льготы.
И сейчас, вероятно, получит.

Отношения Роснефти и Транснефть нельзя назвать гладкими, между компаниями довольно часто возникают споры, однако загрязнение МНП Дружба хлоридами привело к новому витку конфликта.
Накануне, 8 июля 2019 г. компании обменялись упреками.
Транснефть, переходя после загрязнения нефти в Дружбе на ежесуточный контроль содержания хлорорганики, обвинила Роснефть в том, что:

  • компания сообщила о невозможности оперативно проводить ежедневный анализ в силу отсутствия приборов, реагентов и специалистов;
  • в конце апреля 2019 г. вместо активной помощи по организации новой логистики поставок через порты Транснефти от имени Роснефти пошли письма руководству страны с требованиями компенсации;
  • наш серьезный партнер – Роснефть выступает в роли нашего недоброжелателя.

В Роснефти, в свою очередь, назвали упреки Транснефти субъективной оценкой и неконструктивными комментариями.

Власти РФ при этом отстранились от конфликта, по крайней мере публично не занимая ни чью сторону.
Пресс-секретарь президента РФ Д. Песков сообщил, что это корпоративный вопрос, а В. Путин не в курсе происходящего.

Конечно, есть доля вины Транснефти, которая не замечала в течение 2х месяцев превышения содержания хлорсодержащих веществ в экспортной нефти.
Около 36% опрошенных читателей Neftegaz.RU думают, что система контроля качества нефти Транснефти в большей степени ориентирована на контроль содержания серы, и учет хлорорганики велся не так тщательно.
Но 26% опрошенных читателей думают, что к нештатной ситуации с МНП Дружба привел введенный с января 2019 г налоговый маневр в нефтянке РФ.
Прошла череда банкротств и и поглощений, встал даже некогда устойчивый Антипинский НПЗ, который обеспечивал нефтепродуктами Тюменскую область.
Ситуация у независимых НПЗ ухудшилась сразу после начала внедрения элементов налогового маневра.
С 2019 г.в рамках этапа завершения налогового маневра в течение 6 лет экспортные пошлины на нефть снижаются с 30% до 0% и одновременно повышается налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ).
Власти предусмотрели компенсации для российских НПЗ, но у независимых НПЗ состояние только ухудшилась.

Загрязнение МНП Дружба косвенно связано с независимым НПЗ.
Николаевский НПЗ принадлежал некрупной частной нефтяной компании Петронефть, которую среди других власти РФ обвиняют намеренном добавлении в состав нефти хлорсодержащих соединений в узел слива и компаундирования нефти (УСиКН) Лопатино, расположенный у села Николаевка Волжского района.
Вероятно, так и было.
Даже власти Польши ныне пытаются извлечь выгоду из нештатной ситуации на МНП Дружба, подмешивая хранящуюся в нефтехранилищах некондиционную нефть к чистой нефти в МНП Дружба, направляемой на НПЗ Восточной Германии.
Это – политика, а в селе Николаевка думали, вероятно, только о сохранении рентабельности после введения налогового маневра.
Хотя сливать хлориды в МНП Дружба – это не комильфо. Это понял и директор Петронефти, который, на всякий случай исчез.

Автор: Д. Савосин
Источник : Neftegaz.RU

Газпромнефть-Хантос опробовал новую технологию строительства горизонтальных скважин

Газпромнефть-Хантос, дочка Газпром нефти, ввел в эксплуатацию первые высокотехнологичные горизонтальные скважины с 2-колонной конструкцией.
Об этом Газпром нефть сообщила 25 февраля 2019 г.

Первые 2-колонные скважины построены на Южной лицензионной территории Приобского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО).
Скважины новой конструкции построены в зонах с переменным пластовым давлением и используются при разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов (ТРИЗ).
Несмотря на сложные геологические условия, новый подход позволил повысить эффективность бурения, существенно сократив производственные издержки.

Особая конструкция позволяет углубить скважину из-под кондуктора с использованием долота одного типа и размера, а также спустить комбинированную эксплуатационную колонну одновременно с хвостовиком.
При этом не требуются дополнительные работы по подготовке и спуску технической колонны.
За счет этого сроки бурения сокращаются с 38 до 19 суток.

Новая технология строительства горизонтальных скважин с 2-колонной конструкцией разработана Научно-техническим центром (НТЦ) Газпром нефти и Газпромнефть-Хантосом.
При проведении буровых работ используются новейшие российские технологии, оборудование и материалы, в т.ч. буровой раствор на основе специализированного масла Gazpromneft Drilline 3.
Линейка масел Gazpromneft Drilline была разработана и выпускается оператором бизнеса масел Газпром нефти – компанией Газпромнефть – Смазочные материалы (Газпромнефть-СМ) по собственной рецептуре.
Специализированные масла служат основным компонентом буровых растворов на углеводородной основе, чаще всего используемых при строительстве высокотехнологичных скважин в сложных геологических условиях.
Доля применения базовых масел в составе бурового раствора на углеводородной основе составляет от 70 до 90%.

Строительство горизонтальных скважин с 2-колонной конструкцией стало продолжением стратегии Газпромнефть-Хантоса по увеличению доли высокотехнологичных горизонтальных скважин, позволяющих вовлекать в разработку ТРИЗ.
В 2018 г. на объектах предприятия введено в эксплуатацию почти 200 скважин, более 85% из них – горизонтальные.

Технология строительства горизонтальных скважин с 2-колонной конструкцией, опробованная Газпромнефть-Хантосом, является универсальной.

После оптимизации ряда конструктивных и организационных решений она может быть тиражирована на другие активы Газпром нефти, в т.ч. в других регионах деятельности компании, имеющих иные геологические характеристики.

Отметим, что 2-колонная конструкция скважин становится все более актуальной у нефтедобывающих компаний.
РН-Юганскнефтегаз, крупнейшая дочка Роснефти, в 2018 г. по инновационной облегченной 2-колонной конструкции построил более 50 горизонтальных скважин.
Отметим, что РН-Юганскнефтегаз разрабатывает северную и центральную часть Приобского месторождения, однако где конкретно тестировалось новая технология, не уточняется.
Испытывает новую технологию и РуссНефть.
В 2018 г. компания успешно реализовала проект по строительству 2-колонных скважин на ачимовские отложения Тагринского месторождения.

Тестируется и 3-колонная конструкция.
ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь внедрил технологию строительства скважин 3-колонной конструкции с горизонтальным окончанием на Нивагальском, Имилорском и Тевлинско-Русскинском месторождениях в ХМАО.
В периметре Газпром нефти 3-колонную конструкцию наклонно-направленной скважины опробовал Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз на Отдельном месторождении.
Особенностью проекта стало проведение гидроразрыва пласта (ГРП) в обсадной колонне, что позволило сохранить геологический потенциал скважины.

ФСК ЕЭС поставила под нагрузку оборудование подстанции Вектор в ХМАО для подключения производственных мощностей РН-Юганскнефтегаза

Федеральная сетевая компания (ФСК ЕЭС входит в Россети)  поставила под рабочую нагрузку оборудование подстанции 220 кВ «Вектор» в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО).

Об этом 16 февраля 2017 г сообщили в пресс-службе компании.

Новый энергообъект обеспечит передачу электроэнергии потребителям Нефтеюганского энергорайона и подключение производственных мощностей нефтедобывающего предприятия РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти.

РН-Юганскнефтегаз ведет работу на 33 лицензионных участках недр в ХМАО.

Общая площадь лицензионных участков, разрабатываемых дочкой Роснефти в ХМАО-Югре составляет более 19 тыс км2.

На подстанции построены открытые распределительные устройства 110 и 220 кВ (ОРУ), закрытое распределительное устройство 35 кВ, общеподстанционный пункт управления, установлены два автотрансформатора 220/110 кВ общей мощностью 250 МВА и два трансформатора 110/35 кВ общей мощностью 126 МВА.

К энергосистеме подстанция «Вектор» подключена 2-цепными заходами от линии электропередачи 220 кВ «Пыть-Ях – Усть-Балык» общей протяженностью 20,8 км.

Постановка оборудования под рабочую нагрузку – это заключительный этап проверки работоспособности подстанции.

РН-Юганскнефтегаз добыл 17-миллионную тонну нефти на Лемпинской площади Салымского месторождения

Накопленный объем добычи нефти на Лемпинской площади (Салымское месторождение) за 27 лет с момента начала разработки достиг 17 млн т.

Об этом РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, сообщил 17 февраля 2017 г.

Всего с начала разработки Салымского месторождения ЦДНГ-11 было добыто:

– на Лемпинской площади (Салымское) – 17 млн т,

– на Салымской площади – 3,613 млн т,

– на Северо-Салымской площади – 29,386 млн т.

В эксплуатации ЦДНГ-11 находятся 574 скважины, в январе на этом участке перевыполнен план по добыче углеводородов на 635 т.

ЦДНГ-11 обеспечивает производственный процесс добычи в соответствии с проектом, стандартами, требованиями норм и правил безопасности.

ЦДНГ-11 находятся в центральной части Западно-Сибирской равнины, в Ханты-Мансийском автономном округе в 180 км к юго-востоку от г Ханты-Мансийска и в 120 км к югу-западу от г Нефтеюганска.

РН-Юганскнефтегаз, крупнейшая дочка Роснефти, ведет работу на 33 лицензионных участках общей площадью 19 тыс км2.

Запасы нефти по международной классификации составляют 2,7 млрд т.

В 2016 г РН-Юганскнефтегаз увеличил добычу нефти на 2% по сравнению с 2015 г, до 63,6 млн т. 

Накопленная добыча предприятия превысила 2,2 млрд т.

К 2020 г РН-Юганскнефтегаз рассчитывает увеличить нефтедобычу до 68 млн т за счет роста объемов бурения и добычи трудноизвлекаемой нефти (ТРИЗ),