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

Стратегическая угроза. И. Сечин эпистолярно указал В. Путину на то, что сделка ОПЕК ставит в выгодное положение США и грозит РФ потерей рынка

Глава Роснефти И. Сечин в письме президенту РФ В. Путину назвал сделку по сокращению добычи нефти ОПЕК стратегической угрозой для России. Он считает, что соглашение создает преференции для США.

Глава Роснефти И. Сечин написал президенту В. Путину письмо, в котором говорится, что сделка ОПЕК+ по сокращению добычи нефти является стратегической угрозой для России, поскольку выгоду от нее получат США.

По некоторой информации, это письмо было направлено В. Путину еще в декабре 2018 г.

Эпистолярный жанр довольно развит среди властных структур.

В октябре 2012 г. А.Миллер и И.Сечин писали печальные письма В.Путину о задержке в выдачи лицензий на освоение недр на шельфе РФ.

В. Путин быстро отчитал правительство за затягивание процесса, и вопрос был решен.

В 2013 г И.Сечин эпистолярно попросил В.Путина поручить правительству напрямую продать Роснефти принадлежащие государству 20% Новороссийского морского торгового порта (НМТП), подконтрольного Транснефти и группе Сумма.

НМТП Роснефть не получила, а владелец группы Сумма З. Магомедов и его брата М. Магомедова с конца марта 2018 г. задержаны и сидят.

В 2014 г. И. Сечин эпистолярно заявил министру экономразвития А. Улюкаеву, что газпромовский дисконт приведет в росту цен. В социально-экономическом прогнозе Минэкономразвития РФ на 2015-2017 гг предполагалось, что в 2015 г Газпром сможет предоставлять дисконт в размере 2,5%, в 2016 г – 5%, потому что освободилось около 50 млрд м3/год, ранее экспортируемого на Украину газа.

Дисконт не прошел, а А. Улюкаев и не министр ныне вовсе.

В октябре 2014 г. И. Сечин эпистолярно попросил у В. Путина 1,5 трлн руб из ФНБ, мотивируя это введенными против компании санкциями США.

В 2015 г. Роснефть в письме сильно попросила освободить крупных экспортеров нефти от предоставления банковских гарантий, которые подтверждают освобождение от уплаты акцизов при экспорте нефтепродуктов.

Нынешние тезисы И. Сечина:

  • доля российской нефти на мировом рынке падает. В 1990 г. она составляла 16,3%, а сейчас – 12%;
  • c 2007 г. добыча нефти в России выросла лишь на 10%, в то время как в США, Бразилии и Ираке на 87%, 50% и 111% соответственно;
  • потребители переориентируются с российской нефти на другие сорта, перестраивают логистические цепочки;
  • это может сделать необратимой потерю российскими компаниями рыночной доли;
  • участники соглашения ОПЕК+ фактически создали преференциальное преимущество для США. А Штаты считают увеличение собственной доли на рынке и захват целевых рынков своей основной задачей;
  • это стало стратегической угрозой развитию нефтяной промышленности России. Ключевой стратегической задачей, с которой сегодня сталкивается отечественная нефтянка, является дальнейшее снижение доли России на рынке, несмотря на наличие качественных добываемых запасов нефти, необходимой инфраструктуры и персонала.

Однако рекомендаций по поводу того, следует ли продлевать соглашение с ОПЕК+, в т.ч. с Россией, которое начало действовать еще в 2017 г. в письме И. Сечина не было.

Пресс-секретари молчат:

  • М. Леонтьев отказался комментировать слухи и заявил, что деловую переписку в компании не обсуждают.
  • Д. Песков также сказал, что традиционно не комментирует переписку.

И. Сечин неоднократно выступал против соглашения ОПЕК+.

В Роснефти уверены, что сделка с ОПЕК позволит США увеличить долю на рынке.

Еще в 2016 г. И. Сечин признал, что благодаря прорывным технологиям, возник новый регулятор на рынке, которым стала сланцевая добыча в США.

А в апреле 2017 г. Роснефть предупредила Минэнерго о продолжающемся росте сланцевой добычи в ​США и посоветовала внимательнее следить за ней.

Сделка ОПЕК+ была заключена в конце 2016 г.

Странно, что опасности, о которой говорит И. Сечин, в Минэнерго не видят.

Скорее всего, опасность видят, но эта опасность не в том, что подписываются соглашения ОПЕК+, а в том, что на геологоразведку просто не хватает средств.

Почему? Это – другой вопрос.

Без разведки ресурсов не будет и роста добычи.

Зависимость нефтегаза РФ от иностранных технологий тоже снижает перспективы роста добычи, о чем заботится И. Сечин.

Странно, что в такой богатой ресурсами стране не хватает средства на научные исследование и на ГРР.

Впрочем, похоже, лед тронулся.

Во всяком случае, власти РФ анонсировали желание использовать наработки молодых ученых в нефтегазе и других отраслях ТЭК.

Недавно даже Росатом заключил соглашение с РАН о развитии новых технологий.

Все начинания душит торговля влиянием или коррупция.

А Венское соглашение ОПЕК+ несколько раз продлевалось.

На встрече в г. Вена 7 декабря 2018 г. страны ОПЕК+ в очередной раз продлили соглашение о сокращении добычи в 1м полугодии 2019 г. на 1,2 млн барр./сутки.

За точку отсчета для большинства стран был взят октябрь 2018 г.

При этом страны ОПЕК должны снизить добычу на 800 тыс. барр./сутки, страны не-ОПЕК – на 400 тыс. барр./сутки.

Россия взяла на себя долю в 228 тыс. барр./сутки,

Если Россия откажется от сделки, это приведет к резкому снижению цен на нефть или вынудит Саудовскую Аравию нести большую часть бремени по сокращению добычи, чтобы продолжать поддерживать мировые цены на нефть.

Однако Саудовская Аравия не намерена делать это в одиночку.

Она настаивала на том, чтобы Россия сократила добычу на 300 тыс. барр.

А 14 января 2019 г. министр энергетики, промышленности и минеральных ресурсов Саудовской Аравии Х. аль-Фалих надменно упрекнул Россию в том, что она слишком медленно сокращает добычу в рамках соглашения ОПЕК+.

Роснефть продолжает поставлять PDVSA нефтепродукты, несмотря на санкции США

Трейдинговые дочки Роснефти продолжают поставлять нефтепродукты венесуэльской госкомпании PDVSA, несмотря на санкции против нее со стороны США.

Роснефть продолжает поставлять PDVSA исключительно важные нефтепродукты в обмен на венесуэльскую нефть, частично заменяя ей утраченные поставки из США.

Подобные сделки позволяют PDVSA продолжать функционировать.

Представители венесуэльской компании на этой неделе уведомили партнеров, что страна обеспечена поставками бензина до конца марта 2019 г., благодаря чему Венесуэле пока удается избежать энергетического кризиса.

В Миннефти Венесуэлы 6 февраля 2019 г. заявили, что PDVSA перенаправит поставки нефти из США в Европу и Азию.

При этом там отметили, что если европейцы опасаясь американских санкций откажутся от венесуэльской нефти, то PDVSA сделает ставку на Россию и Китай, которых санкции не сильно тревожат.

Спикер парламента Венесуэлы Х. Гуаидо 23 января 2019 г. объявил себя главой государства на период действия временного правительства. США и ряд других стран заявили о признании Х. Гуаидо.

Россия, Китай, Турция и ряд других стран поддержали Н. Мадуро как легитимного президента Венесуэлы.

США 28 января 2019 г. объявили о введении санкций в отношении PDVSA, заблокировав ее активы и интересы в своей юрисдикции на 7 млрд долл США, а также запретили сделки с ними.

По данным Белого дома, еще 11 млрд долл США составят потери из-за сокращения поставок нефти.

Этими санкциями США рассчитывают отстранить от власти президента Венесуэлы Н. Мадуро.

8 февраля 2019 г. Х. Гуаидо заявил, что режим Н. Мадуро не сдержал своих обязательств перед Россией, продемонстрировав, что не способен защитить ее инвестиции в Венесуэле, а кроме того отметил, что оппозиция получила «позитивные сигналы» от российского правительства за последние дни, несмотря на активную военную и дипломатическую поддержку, оказываемую президенту Н. Мадуро.

Данным заявление Х. Гуаидо поставил под сомнение способность Н. Мадуро удерживать власть в условиях санкций.

Однако пока до сих пор неизвестно был ли это хитрый политический ход или российское руководство действительно засомневалось в целесообразности поддержки Н. Мадуро.

Первый вице-президент Роснефти Э. Лирон ранее заявлял, что компания не ожидает снижения добычи на СП с PDVSA в Венесуэле в 2019 г., считает политический кризис в этой стране временным и не ждет его негативного влияния на свою работу.

Роснефть участвует в нескольких совместных проектах добычи нефти в Венесуэле в рамках совместных предприятий PetroVictoria, Petromiranda, Petromonagas, Boqueron и Petroperija.

При этом международное рейтинговое агентство Moody’s оценило, что санкции США против PDVSA ограничат финансовую и операционную гибкость 5ти СП Роснефти в Венесуэле, поскольку PDVSA принадлежит более 50% в каждом из них.

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.

Выбор был правильный! Роснефть сумела оперативно восстановить добычу нефти после решения ОПЕК+

Роснефть смогла оперативно нарастить добычу до уровня начала действия ограничений в рамках соглашения ОПЕК+.

Это свидетельствует о корректности стратегического выбора активов для ограничения добычи.

Производственные показатели за 2й квартал 2018 г Роснефть представила 6 августа 2018 г.

Разведка и добыча

Во 2м квартале 2018 г Роснефть сохранила добычу углеводородов на уровне 1го квартала 2018 г – 5,706 млн бнэ/сутки.

Жидкие углеводороды

Добыча жидких углеводородов во 2м квартале 2018 г составила 4,60 млн барр/сутки, увеличившись на 0,8% как в квартальном сравнении (QoQ), так и в годовом сравнении (YoY).

Реализуя договоренности о частичном восстановлении добычи нефти и конденсата в рамках cоглашения ОПЕК+, по состоянию на начало июля 2018 г, Роснефть смогла оперативно нарастить добычу до уровня начала действия ограничений (октябрь 2016 г).

Это свидетельствует о корректности стратегического выбора активов для ограничения добычи.

У Роснефти есть техвозможность нарастить объемы добычи жидких углеводородов за 3й квартала 2018 г на 200 тыс барр/сутки, уже реализовав этот потенциал в объеме 120 тыс барр/сутки в июне-июле 2018 г.

Развитие технологического потенциала

На Ванкорском месторождении начата апробация технологии бурения на обсадной колонне, тиражирование которой позволит сократить цикл строительства скважин.

На ряде месторождений Роснефти:

  • освоена и успешно применяется технология строительства многозабойных скважин,
  • активно развиваются технологии увеличения нефтеотдачи из слабопроницаемых коллекторов с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах,
  • реализуются совместные с отечественными предприятиями проекты по развитию производства высокотехнологической аппаратуры геофизических исследований скважин, направленные на изучение пластов в сложных геолого-технологических условиях.

В промышленную эксплуатацию внедрено корпоративное программное обеспечение для дизайна и анализа ГРП (РН-ГРИД).

Математическая модель РН-ГРИД позволяется наиболее точно описывать сложную геометрию трещин в породе и рассчитывать положение закачиваемого пропанта.

Все это отличает РН-ГРИД от западных коммерческих аналогов, большинство которых использует упрощенные подходы для моделирования.

С использованием РН-ГРИД, проводится 100% работ по ГРП, выполняемых силами РН-ГРП, внутреннего сервиса Роснефти.

Бурение и добыча нефти

Проходку в эксплуатационном бурении Роснефть во 2м квартале 2018 г увеличила на 11,3% QoQ (до 3,143 млн м), достигнув по итогам 1го полугодия 2018 г уровня 5,967 млн м при сохранении доли собственного бурового сервиса порядка 60%.

В 1м полугодии 2018 г ввод новых скважин в эксплуатацию был увеличен на 22% YoY, до 1,7 тыс ед с ростом доли горизонтальных скважин до 41%.

Количество новых введенных горизонтальных скважин с МГРП выросло на 66%.

Благодаря применению передовых технологий бурения, увеличению доли горизонтальных скважин, применению современных методов интенсификации притока и успешному освоению залежей тюменской свиты, РН-Юганскнефтегаз, крупнейшая дочка Роснефти, сохраняет добычу на уровне более 1,4 млн барр/сутки.

Рост добычи YoY превысил 8%.

Бурение горизонтальных скважин с комбинированной эксплуатационной колонной на объектах РН-Юганскнефтегаза позволило кратно сократить сроки строительства.

В июне 2018 г закончена бурением горизонтальная скважина глубиной более 4,7 км и длиной горизонтального участка более 1,5 км за 13,4 суток.

Это является рекордным показателем не только Роснефти, но и всей российской отрасли.

Данная технология успешно применяется как в РН-Юганскнефтегазе, так и тиражируется на других дочках Роснефти.

Зрелые и новые активы

Текущий рост добычи достигается как за счет восстановления производства на зрелых активах в Западной и Восточной Сибири (Варьеганнефтегаз, Пурнефтегаз, Няганьнефтегаз), так и разработкой новых активов.

При этом Роснефть продолжает готовить к запуску новые проекты в рамках утвержденного плана.

Роснефть продолжает активную разработку Кондинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, запущенных в 2017 г, суммарная добыча нефти на которых за 1е полугодие 2018 г составила 12 млн барр.

На Кондинском месторождении:

  • успешно реализуется программа поддержки пластового давления,
  • проведены работы по многотоннажному гидравлическому разрыву пласта с гибкими насосно-компрессорными трубами (ГНКТ) в горизонтальных скважинах, оборудованных хвостовиками с управляемыми портами ГРП,
  • с апреля 2018 г начато комплексное опробование ГТЭС-36 МВт с переводом нагрузки объектов Конданефти на собственную генерацию.

На Юрубчено-Тохомском месторождении продолжаются работы по подготовке к технологическому запуску объектов 2й очереди, наращиваются темпы эксплуатационного бурения.

На Западно-Эргинском месторождении Эргинского кластера при испытании 1й эксплуатационной горизонтальной скважины получен фонтанный приток нефти дебитом 90 т/сутки (около 670 барр/сутки).

Разработка месторождения ведется с использованием инфраструктуры Кондинского промысла.

Строящийся нефтепровод протяженностью 50 км соединит дожимную насосную станцию Западно-Эргинского месторождения с Кондинским центральным пунктом сбора нефти.

В соответствии с планами ведутся работы по подготовке к вводу в эксплуатацию ряда крупных месторождений.

На Тагульском месторождении продолжается эксплуатационное бурение – за 1е полугодие 2018 г пробурено 19 скважин.

Также ведутся работы по строительству объектов обустройства месторождения, в т.ч установки подготовки нефти, кустовых площадок, нефтепроводов и пр).

На Русском месторождении, характеризующимся существенными запасами высоковязкой нефти, продолжаются строительно-монтажные работы и подготовка к технологическому запуску объектов ПСП Заполярное и напорного нефтепровода ЦПС – ПСП Заполярное.

На конец 2го квартала 2018 г на месторождении пробурено 147 скважин с потенциалом добычи нефти более 9,5 тыс т/сутки.

В рамках подготовки к запуску 2й очереди Среднеботуобинского месторождения продолжается работа по строительству объектов инфраструктуры и обустройства, реализуется программа бурения горизонтальных и многозабойных скважин.

Продолжается программа опытных работ по добыче нефти из Осинского горизонта, запасы которого относятся к категории трудноизвлекаемых.

За 1е полугодие 2018 г добыча нефти на месторождении практически достигла 9 млн барр.

Продолжаются строительно-монтажные работы и подготовка к технологическому запуску объектов сбора и подготовки нефти (ЦПС и нефтесборный трубопровод с правого берега р Подкаменная Тунгуска) 1го пускового комплекса Куюмбинского месторождения, наращиваются темпы эксплуатационного бурения.

Природный и попутный газ

Добычу газа Роснефть во 2м квартале 2018 г составила 16,46 млрд м3, снизившись на 2,4% QoQ, в результате сезонного фактора и проведения во 2м квартале 2018 г планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Уровень полезного использования попутного нефтяного газа (ПНГ) во 2м квартале 2018 г составил 84,2%, снизившись на 1,5 п.п QoQ и 4,7 п.п YoY.

В рамках реализации проекта Роспан продолжается активная фаза строительства ключевых производственных объектов инфраструктуры.

На установке комплексной подготовки газа и конденсата Восточно-Уренгойского участка недр завершены монтаж печей огневого подогрева и работы по устройству теплоизоляции на резервуарах.

На дожимной компрессорной станции продолжается установка систем обвязок технологического оборудования.

На железнодорожном терминале на ст Коротчаево ведется монтаж шаровых резервуаров, рукавов налива ПБТ, устройство эстакад.

Успешно продолжается реализация проекта Zohr на шельфе Египта, где в декабре 2017 г была начата добыча газа.

В настоящее время на месторождении введены в эксплуатацию 6 эксплуатационных скважин, которые обеспечивают добычу газа на уровне 31,5 млн м3/сутки (100% проекта, около 5,9 млн м3/сутки в доле Роснефти).

Добыча газа за 1е полугодие 2018 г составила 3,1 млрд м3 газа (100% проекта, 561 млн м3 в доле Роснефти).

На текущий момент в эксплуатации находятся уже 4 линии установки комплексной подготовки газа, УКПГ (последняя была запущена в конце июля 2018 г), не считая линии ранней добычи, что позволяет увеличить максимальные мощности по подготовке газа до 49,5 млн м3/сутки согласно проектной документации (100% проекта).

Выйти на данную мощность планируется в ближайшее время после ввода в эксплуатацию 2го транспортного газопровода от месторождения до УКПГ.

Планируется, что во 2м полугодии 2018 г будет осуществлен запуск 5й технологической линии УКПГ и новых эксплуатационных скважин.

Геологоразведочные работы (ГРР)

По итогам 1го полугодия 2018 г на суше выполнено сейсмических работ 2D в объеме 4,8 тыс пог км, 3D – в объеме 6,6 тыс км2.

Завершены испытанием 37 разведочные скважины с успешностью 81%.

Открыто 37 новых залежей и 2 новых месторождения с запасами АВ1С1+B2С2 в размере 14 млн тнэ.

Стратегия Роснефть-2022

Роснефть продолжает работать над реализацией стратегии Роснефть-2022 в разведке и добыче.

По итогам 1го полугодия 2018 г по ряду показателей уже были достигнуты цели на 2018 г.

Так, выполняется стратегическая цель по доведению и поддержанию доли горизонтальных скважин на уровне не менее 40% от общего числа новых скважин.

В 1м полугодии 2018 г рост межремонтного периода скважин уже составил 4,1%.

За этот же период увеличение выработки бригад капитального ремонта скважин (КРС) составило 4,8% в результате непрерывного выполнения организационно-технических мероприятий по снижению простоев бригад, без реализации проектов, требующих дополнительных инвестиций.

Благодаря успешному развитию ведомственной экспертизы Роснефть оптимизировала технические решения и сметную стоимость объектов капстроительства на сумму около 7 млрд руб в 1м полугодии 2018 г.

В рамках цифровизации с июля 2018 г начата полноценная эксплуатация корпоративного центра обработки данных (ЦОД).

На базе ЦОД, с участием General Electric, разворачивается платформа промышленного интернета GE Predix и цифровой интегрированный двойник месторождений ИРМА, а также цифровое пространство по обработке геолого-физических данных ГеоПАК.

Переработка, коммерция и логистика

Во 2м квартале 2018 г объем переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) Роснефти вырос на 1,9% YoY, до 25,08 млн т в условиях улучшения конъюнктуры рынка.

Общий объем нефтепереработки, включая показатели работы зарубежных предприятий, достиг 28,12 млн т, увеличившись на 1,4% YoY.

В 1м полугодии 2018 г глубина переработки выросла на 1,0 п.п. до 75,2% за счет оптимизации вторичных процессов.

При этом показатель выхода светлых снизился на 0,3 п.п. до 58,1% вследствие проведения плановых ремонтов на НПЗ.

Учитывая принятие правительством РФ принципиального решения по завершению налогового маневра, Роснефть проводит анализ инвестпроектов в нефтепереработке для определения приоритетов модернизации нефтеперерабатывающих мощностей с учетом максимизации экономического эффекта.

Модернизация

В начале 2го квартала 2018 г на Сызранском НПЗ была завершена реализация масштабной программы технического переоснащения Испытательного центра нефти и нефтепродуктов – центральной заводской лаборатории.

Внедрение новейших цифровых технологий позволит существенно повысить эффективность технологических процессов и точность измерений, а также усилить систему контроля качества продукции.

В апреле 2018 г на Уфимской группе НПЗ Роснефти началось промышленное производство улучшенных высокооктановых бензинов Аи-95 класса Евро-6.

В мае 2018 г на Уфаоргсинтезе был завершен крупный инвестпроект модернизации установки по производству изопропилбензола (кумола).

Новый технологический процесс обеспечивает безопасное экологически чистое производство, снижает расход сырья и энергоресурсов.

В России данная технология применена впервые.

В рамках реализации программы импортозамещения на Рязанской НПК была осуществлена замена закупаемых катализаторов для установки производства водорода на катализаторы производства Ангарского завода катализаторов и органического синтеза.

Сбыт

Роснефть заключила долгосрочный контракт до конца 2020 г с польской компанией Grupa LOTOS на поставку нефти по нефтепроводу Дружба в направлении Польши объемом от 6,4 до 12,6 млн т.

В рамках диверсификации поставок нефти Роснефть продолжила наращивать отгрузки сырья в восточном направлении.

Так, в 1м полугодии 2018 г поставки увеличились на 17,1% YoY, до 27,4 млн т.

Рост показателя во 2м квартале 2018 г составил 2,9% QoQ, до 13,9 млн т.

Роснефть активно развивает торговлю СУГ в рамках процесса развития биржевой торговли в России.

Так, в 1м полугодии 2018 г Роснефть увеличила объем продаж СУГ посредством биржевых торгов на 69,8% YoY до почти 35 тыс т.

Кроме того, в мае 2018 г. впервые началась реализация СУГ с Туапсинского НПЗ через биржу на условиях самовывоза автомобильным транспортом.

Туапсинский НПЗ стал 12м заводом из 13 крупных российских НПЗ, продающий СУГ через биржу.

Роснефть продолжает активно развивать сегмент смазочных материалов.

Во 2м квартале 2018 г начались продажи нового моторного масла для дизельных двигателей, предназначенного для судовых, тепловозных и промышленных дизельных двигателей, а также тяжелонагруженных дизельных двигателей карьерных автомобилей и дизельных буровых установок.

Кроме того, турбинные масла нового поколения Rosneft Turbogear получили официальное одобрение от Siemens.

Данная серия масел не имеет аналогов в России и по своим качествам сопоставима с продукцией наиболее высоких мировых стандартов.

Турбинные масла Rosneft Turbogear предназначены для применения в тепломеханическом и гидромеханическом оборудовании ТЭС, АЭС и ГЭС.

Реализация нефтепродуктов через высокомаржинальный розничный канал во 2м квартале 2018 г выросла на 14% по сравнению с показателем 2й квартал 2017 г.

На постоянной основе ведется работа по контролю качества реализуемого топлива на нефтебазах и АЗС Роснефти посредством стационарных и мобильных лабораторий.

С использованием собственных мобильных лабораторий на АЗС и АЗК проведено более 3,6 тыс проверок в 41 субъекте РФ.

С начала 2018 г проверки качества топлива на нефтебазах и АЗС проводятся во всех регионах присутствия розничной сети Роснефти.

Подобный контроль позволяет исключить риски реализации потребителям топлива с отклонениями по качеству.

Также на АЗС и АЗК Роснефти на периодической основе осуществляется контроль дозы отпуска топлива в адрес конечного потребителя.

В части развития многотопливного предложения завершены работы и введены в режиме опытно-промышленной эксплуатации 9 станций в Ульяновске, Воронеже, Саратове и Ставропольском крае, реализующие компримированный природный газ в качестве моторного топлива.

В ближайшее время ожидается завершение реконструкций еще 2 станций в г Саратов и Минеральные Воды.

В 4м квартале 2018 г будут завершены работы по 2 станциям в гг Ульяновск.

Таким образом, к концу 2018 г сеть будет насчитывать 13 объектов газозаправочной инфраструктуры.

Международная деятельность

Во 2м квартале 2018 г в ходе Петербургского международного экономического форума (ПМЭФ-2018) Роснефть заключила долгосрочные контракты на поставку бензинов и дизельного топлива с крупнейшими монгольскими импортерами нефтепродуктов.

Общая стоимость контрактов – 2,1 млрд долл США.

Подписанные долгосрочные контракты позволят Роснефти сохранить устойчивые позиции на рынке нефтепродуктов Монголии и укрепить сотрудничество с монгольскими партнерами.

Роснефть и Национальная нефтяная корпорация Ганы (GNPC) подписали пакет документов, предусматривающих доставку в порт Тема (Гана) в течение 12 лет сжиженного природного газа (СПГ) в объеме около 1,7 млн т/год (или 250 млн стандартных фт3/сутки), его регазификацию на мощностях терминала Тема с целью последующей поставки природного газа в адрес GNPC.

Обязательства сторон по подписанным документам вступят в силу после их одобрения советами директоров сторон.

Роснефть и правительство Курдского региона Ирака подписали соглашение, которое закрепляет намерения сторон провести детальный анализ потенциальных возможностей сотрудничества в газовой сфере.

В рамках подписанного соглашения стороны разработают комплексный план развития газового бизнеса в Иракском Курдистане.

Роснефть примет решение об участии в газовом бизнесе региона исходя из результатов работы по формированию комплексного плана развития и с учетом привлекательности и эффективности возможного сотрудничества.

В мае 2018 г Rosneft Deutschland GmbH, дочка Роснефти, осуществила 1е физические поставки полимерно-модифицированного битума (ПМБ) Альфабит потребителям в Германии.

В дальнейшем Rosneft Deutschland намерена наладить в Германии производственно-сбытовую сеть для ПМБ в целях обеспечения клиентов из Германии и соседних государств.

Кроме того, были подписаны контракты с немецкими компаниями по реализации нефтехимической продукции собственного производства, начиная с 2019 г.

Добыча на Приразломном месторождении в 2017 году выросла на 5,5%

РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, увеличило добычу нефти на одном из крупнейших месторождений – Приразломном до 9,2 млн т в 2017 г, что на 5,5% больше, чем в 2016 г.

Об этом Роснефть сообщила 20 марта 2018 г.

В марте 2018 г накопленная добыча на месторождении достигла 125 млн т нефти с начала его разработки в 1986 г.

Роснефть последовательно реализует программу повышения эффективности добычи на зрелых месторождениях за счет внедрения передовых технологий бурения и строительства скважин, применения спектра геолого-технических мероприятий.
Ускоренное технологическое развитие во всех областях деятельности является одним из ключевых направлений комплексной стратегии развития Роснефти до 2022 г.
Реализация положений стратегии позволит Роснефти и в дальнейшем сохранять мировое лидерство по добыче углеводородов и удельным затратам.

В настоящее время остаточные извлекаемые запасы Приразломного месторождения составляют более 354 млн т, его площадь – 2,3 тыс. км2.
Приразломное месторождение обеспечивает около 14% всей добычи РН-Юганскнефтегаза.
Добывающий фонд состоит из 1848 нефтяных скважин, 433 из которых построены в 2017 г.

Приразломное наряду с Малобалыкским и Приобским входит в число наиболее перспективных лицензионных участков.
Здесь применяются самые современные технологии – проводятся многостадийные гидроразрывы пласта, забуривание боковых стволов и другие геолого-технические мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти и повышения коэффициента ее извлечения.
Приразломное – один из основных полигонов по апробации и внедрению новых методов строительства скважин, сокращению сроков бурения.

19 марта 2018 г Роснефть сообщила, что в 2017 г увеличила добычу углеводородов на 6,5% по сравнению с 2016 г, до 5,718 млн тыс бнэ/сутки.

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.

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.

Аляска | Eni S.p.A. / «Эни» - крупнейшая итальянская нефтегазовая компания

Ход конем. В США разрешили Eni бурение в Арктике. Под угрозой сотрудничество с Роснефтью в Черном море

США дали добро дочке итальянской Eni на бурение скважин в море Бофорта на Аляске.

Такое решение впервые за 2 года было опубликовано 29 ноября 2017 г на сайте Бюро по безопасности и охране окружающей среды (BSEE), входящем в состав МИД США.

Интерес к Eni в последнее время связан с перспективами работ на Черном море.

Это не может не беспокоить американцев, озабоченных перспективами развития отношения итальянцев с РФ.

Обыватели ожидали, что в эндшпиле американцы что-нибудь придумают, и не ошиблись.

Eni U.S. Operating Co. Inc еще весной 2017 г подала запрос на бурение разведочной скважины на искусственном острове Спай (Spy Island, Шпиль ) в море Бофорта, но одобрение получила только сейчас.

Компания планировала, что после получения одобрения, бурение скважины начнется в декабре 2017 г.

В BSEE отметили, что разрешение на разведочные работы в районе континентального шельфа на Аляске было дано впервые за последние 2 года.
Согласно полученному компанией разрешению, Eni U.S. Operating Co. Inc может приступить к бурению в федеральных водах после комплексной оценки местными сотрудниками BSEE технической составляющей проекта для обеспечения соблюдения всех стандартов безопасности.

Работы обеспечат дополнительно до 110 рабочих мест во время бурения скважины.
Eni рассчитывает на добычу до 20 тыс барр/сутки нефти.

Искусственный остров Спай площадью около 450 м2 находится примерно в 4,5 км от побережья Оликток-Пойнта (Oliktok Point) в штате Аляска.
Как на острове, так и в районе Оликток уже инфраструктура Eni, состоящая из 18 добывающих скважин, 13 нагнетательных скважин и 1 скважина специальная для закачки.

Питание на Аляске, нефтегазовая компания Eni / Эни

Питание здесь неплохое.

На одном из ужинов в меню было: бекон, курица с соусом барбекю, запеченная свинина в собственном соку, рис, запеченный картофель, горох и морковь, французский хлеб.
Желающих работать в таких условиях много.

В настоящее время Eni предлагает использовать технологию большого отхода от вертикали (Extended Reach Drilling, ERD).

Для любознательных напомним, что несколько неплохих результатов ERD есть и в России:

  • 16 ноября 2017 г Роснефть в составе консорциума Сахалин-1 завершила бурение с морской ледостойкой добывающей платформы Орлан на месторождении Чайво в Охотском море самой протяженной скважины в мире длиной ( с горизонтальным окончанием) 15 000 м, индексом сложности по DDI (Directional drilling index) – 8,0 пунктов, ERD – около 15;
  • в августе 2017 г Тюменнефтагаз -дочка Роснефти, завершил строительство скважины на Русском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в ЯНАО, с DDI – 6,7, ERD – 2,36;
  • в октябре 2016 г Мессояханефтегаз завершил строительство скважины на Восточно-Мессояхском месторождении с DDI – 6,64, ERD – 2,4;
  • в 2015 г Петромиранда – СП Роснефти, PDVSA и Газпром нефти, построила скважину на проекте Хунин-6 в Венесуэле с DDI – 6,63, ERD – 4,44.

Работы будут вестись во вновь образованном блоке Harbison Bay Block 6423, создание которого BSEE одобрило в декабре 2016 г.

Eni будет изучать блок Harbison Bay 6423 в партнерстве с Shell и планирует бурение 2х разведочных скважин и еще 2 боковых ствола в течение следующих 2х лет.

Нефтегазовые разработки Eni в море Бофорта

Для любознательных напомним, что Eni приобрела долю участия 100% в месторождение Никаитчук (Nikaitchuq) в 2007 г.
Месторождение находится на мелководье на глубине 3 м от берега Северного склона Аляски в море Бофорта.
Компания выделила 1,5 млрд долл США на развитие месторождения.
Начала разработку месторождения в январе 2008 г.
Планы разработки Eni для месторождения включают бурение 52 скважин (22 на суше и 30 морских) в 2 этапа.
Бурение будет осуществляться с 2х уже построенных кустовых площадок, одна из которых расположена на искусственном острове Спай, а другая на побережье в Оликтоке.

На 1м этапе из Оликток-Пойнт-пэда должны быть пробурены 22 скважины, в тч 10 эксплуатационных скважин и 8 инжекторных, которые будут расположены рядом друг с другом.
Они будут пробурены горизонтально под углами в диапазоне 50 – 80 °, с боковыми стволами в интервале 120 – 3048 м.

Eni завершила бурение 12 береговых скважин от Oliktok Point Pad. Бурение продолжается на буровой установке Nabors 245-E.
На 2м этапе планируется пробурить 30 скважин с кустовой площадки на острове Спай.

Eni планирует использовать буровую установку Doyon 15 для проведения буровых работ на буровой площадке Spy Island.
Первоначально планировалось 2 этап работ провести в период 2011 – 2014 гг, но сроки пришлось перенести.

Напомним, что возможность бурения в Арктике стала возможной после того, как Д. Трамп:

  • весной 2017 г подписал указ о пересмотре планов разработки континентального шельфа;
  • предложил воздержаться от дальнейшего расширения морских заповедников.

Таким образом, Д. Трамп отменил указ своего предшественника Б. Обамы, который перед уходом с поста президента США в декабре 2016 г запретил бурение с целью добычи нефти и газа у побережья Аляски.

Но каким образом разрешение бурить скважины на Аляске может отразиться на России, спросят многие?
Д. Трампу нужно отдать должное, он сделал ход конем.
Дав разрешение дочки Eni бурить на Аляске, тем более компания стала 1й в этом деле за 2 года, Д. Трамп может диктовать условия компании, в том числе и по международным контрактам.

Сейчас Eni активно готовится к бурению разведочных скважин на шельфе Черного моря с Роснефтью.

В отношении сотрудничества с российскими компаниями действуют американские санкции.

Полупогружная буровая установка (ППБУ) Scarabeo-9 удачно построенная в 2011 г на китайской верфи Yantai Raffles специально под контракт Repsol для глубоководного разведочного бурения у берегов находящейся под санкциями Запада Кубы, не подпадает и под антироссийские санкции Запада.

Но может случиться так, что итальянцев поставят перед выбором – либо Аляска, либо Черное море.

В свое время ExxonMobil была вынуждена отказаться от данного проекта по причине давления американских властей.

Роснефть в присутствии Д. Медведева запустила 1-е месторождение Эргинского кластера – Кондинское

Роснефть ввела в эксплуатацию Кондинское месторождение, входящее в Эргинский кластер месторождений в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО).
Торжественная церемония ввода в эксплуатацию пускового комплекса Эргинского кластера месторождений состоялась 21 ноября 2017 г.

На мероприятии присутствовали премьер-министра РФ Д. Медведев, губернатора ХМАО Н. Комарова и главы Роснефти И. Сечин.
Также Д. Медведев осмотрел технологические объекты Центрального пункта сбора нефти.

В составе 1го пускового комплекса входят основные объекты нефтегазодобычи и транспортировки нефти:

  • Центральный пункт сбора (ЦПС) мощностью на 1м этапе 2,3 млн т/год нефти и более 120 млн м3/год газа,
  • 27 кустовых площадок,
  • трубопровод протяженностью 68 км, обеспечивающий транспортировку нефти в систему магистральных нефтепроводов Транснефти,
  • газотурбинная электростанция мощностью 42 МВт,
  • высоковольтные линии электропередачи,
  • вахтовый поселок.

В эксплуатацию введены 133 скважины протяженностью до 4500 м.

Кондинское месторождение запущено 1м среди месторождений Эргинского кластера Роснефти.
Эргинский кластер Роснефти включает в себя Эргинский участок недр, а также Кондинское, Чапровское, Западно-Эргинское и Ендырское месторождения.
Общая площадь лицензионных участков превышает 5 тыс км2.
Право на разработку Эргинского участка недр Роснефть получила по итогам победы на аукционе в июле 2017 г, заплатив за него предложив за него 20,7 млрд руб.
Кондинское, Чапровское, Западно-Эргинское и Ендырское месторождения являются активами Конданефти, которую в апреле 2017 г Роснефть приобрела у Независимой нефтегазовой компании (ННК) Э. Худайнатова за 40 млрд руб.

В основе создания Эргинского кластера – интеграция инфраструктуры Эргинского участка недр и Кондинской группы месторождений с развитой инфраструктурой Приобского нефтяного месторождения.
Планируется совместное использование единой системы транспорта нефти и общей системы энергоснабжения нового кластера.

Начальные извлекаемые запасы нефти Эргинского кластера составляют 259 млн т (AВС1+С2), из которых 90% составляют трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ).
По своим характеристикам это легкая, низкосернистая нефть, соответствующая экспортному сорту нефти Siberian Light.
Запасы нефти Кондинской группы месторождений (2Р) в соответствии с международным аудитом DeGolyer and MacNaughton достигают 157 млн т нефти.
Запасы Эргинского участка недр составляют 103 млн т.
В целях развития ресурсной базы продолжаются геологоразведочные работы на всех лицензионных участках.

При реализации Эргинского проекта Роснефть будет применять передовые технологии добычи ТРИЗ, в т.ч:

  • управляемое в режиме реального времени горизонтальное бурение,
  • технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) с использованием сверхпрочного полимерного проппанта,
  • методы «умного заводнения»
  • иные технологии увеличения отдачи пласта.

Технологии добычи трудноизвлекаемых запасов, которые уже используются Роснефтью на Приобском месторождении, позволят с максимальной эффективностью разрабатывать месторождения Эргинского кластера.

Максимальный уровень добычи нефти в Эргинском кластере оценивается в 8,8 млн т.
Накопленный объем добычи за 20 лет прогнозируется на уровне 106,2 млн т.
Фонд бурения скважин составит 2420 с долей горизонтальных добывающих скважин 93%.
Для их строительства будут привлечены 23 буровые установки.
Будут обустроены более 100 кустовых площадок с необходимой для их эксплуатации инфраструктурой.
Суммарные инвестиции Роснефти в развитие Эргинского кластера составят 390 млрд руб.