На выставочной экспозиции "Всерегиональное объединение "Изотоп" (входит в контур управления "Русатом Хэлскеа"), официальный поставщик изотопной продукции производства предприятий Госкорпорации "Росатом", представило возможности в части производства и поставок продукции медицинского назначения. Среди производителей данной продукции - такие предприятия как: "ГНЦ НИИАР", "ГНЦ РФ - ФЭИ", "ИРМ", "Комбинат "ЭХП", "НИФХИ им. Л.Я. Карпова", "ПО "Маяк", "Радиевый институт им. В.Г. Хлопина", "ПО "ЭХЗ" и другие.

В рамках конгресса специалисты "В/О "Изотоп" провели десятки встреч как с существующими, так и с потенциальными заказчиками изотопной продукции медицинского назначения. К числу ключевых потребителей относятся компании-производители радиофармацевтических препаратов, медицинские учреждения, научные институты из Европы, Азии, Северной и Южной Америки, а также Ближнего Востока. В текущий момент география поставок "В/О "Изотоп" охватывает более 50 стран мира.

Отметим, что производственные компетенции Госкорпорации "Росатом" позволяют производить полный спектр востребованной на международном рынке продукции для ядерной медицины - как радиоактивной (например, актиний-225, йод-131, лютеций-177, молибден-99), так и стартовых материалов (иттербий-176, лютеций-176, никель-64, цинк-68). Данные изотопы широко применяются в диагностике и терапии онкологических, кардиологических и нейроэндокринных заболеваний. Кроме того, одним из наиболее важных продуктов в данный момент является генератор галлия-68, который используется для диагностики раковых опухолей в ПЭТ-сканерах. В России его на протяжении многих лет производит предприятие "Циклотрон".

На сегодняшний день Госкорпорация "Росатом" является единственной компанией, сформировавшей уникальное торговое предложение по тераностике, включающем в себя три ключевых радиоизотопа - галлий, актиний и лютеций. Росатом намерен и далее развивать данное направление путем сотрудничества с исследовательскими группами и компаниями, проводящими клинические исследования, а также разработку новых препаратов, направленных на диагностику и лечение самых распространенных онкологических заболеваний.

Для справки:
Конгресс EANM - одно из самых значимых мероприятий в сфере выпуска и реализации продукции для ядерной медицины. Конгресс EANM сегодня является наиболее востребованной дискуссионной и выставочной площадкой среди участников международного рынка ядерной медицины, в том числе профильной изотопной продукции. В 2019 году в конгрессе приняли участие более 6500 человек, большая часть которых - ведущие онкологи и радиологи. Научная часть конгресса посвящена самым актуальным исследованиям и разработкам в сфере ядерной медицины. Представители АО "В/О "Изотоп" ежегодно принимают участие в научной части мероприятия с целью отслеживания самых актуальных тенденций в области использования изотопной продукции в медицинских целях. На площадке конгресса ежегодно подписываются контракты и меморандумы о сотрудничестве, что является показателем эффективности мероприятия. АО "В/О "Изотоп" принимает участие в конгрессе EANM с 2013 года.

Ассоциация EANM является уникальной отраслевой организацией, членами которой являются ведущие технологические компании, поставщики оборудования и продукции, чьи усилия направлены на развитие ядерной медицины во всем мире. АО "В/О "Изотоп" на протяжении нескольких лет является членом данной ассоциации.

АО "В/О "Изотоп" - официальный поставщик продукции изотопного комплекса Госкорпорации "Росатом" на международный рынок и ключевой поставщик данной продукции на внутренний рынок. Предприятие было основано в 1958 году. В настоящее время среди партнеров АО "В/О "Изотоп" - более 100 зарубежных компаний, расположенных в 50 странах мира, и более 600 организаций в России, в том числе медицинские учреждения, промышленные предприятия и научные организации. Компания оказывает полный комплекс услуг в сфере оборота изотопной продукции, радиационной техники, оборудования общего и медицинского назначения.

Строительство первой нитки газопровода Eugal, который является продолжением "Северного потока-2" в Германии, завершат в конце 2019 года и первые поставки газа возможны с 2020 года. Об этом говорится в ответе пресс-секретаря GASCADE Gastransport GmbH Георга Вюстнера на запрос EADaily .

"Проект Eugal осуществляется по графику", - сообщил Георг Вюстнер. В письме говорится, что первая нитка протяженностью 480 километров и мощностью 30,9 млрд кубометров в год полностью сварена и уложена в траншеи. До полной засыпки траншей осталось пройти 16 километров. "Наши коллеги готовят первую нитку к операционной работе", - написал пресс-секретарь GASCADE Gastransport GmbH. Он отметил, что газопровод Eugal не попадет под ограничения европейского регулирования, как это произошло с Opal, сухопутным продолжением "Северного потока". "Газпром" мог использовать его мощности лишь на 50%, а остальные должны были быть зарезервированы под независимых поставщиков, пока Еврокомиссия по ходатайству немецкого регулятора не дала допуск российскому холдингу почти к полному использованию газопровода через аукционы. Однако Европейский суд по иску Польши отменил это решение в сентябре. В результате поставки по "Северному потоку" сократятся на 18 млрд кубометров в год из 55 млрд кубометров.

"Eugal не подпадает под решение Европейского суда по Opal. Мощности Eugal полностью регулируемы и могут использоваться в полном объеме. Газопровод является частью Плана развития энергосетей Германии и 10-летнего плана развития энергосетей Европы. Opal, в свою очередь, частично регулируемый газопровод с несколькими исключениями и специальными правилами. Вот почему нельзя сравнивать два проекта, они работают в разных системах", - говорится в письме компании GASCADE Gastransport GmbH, которая владеет долей в 50,5% в Eugal.

Напомним, что Eugal является сухопутным продолжением "Северного потока-2" и сможет выйти на полную мощность в 55 млрд кубометров только с 2021 года. Первая нитка газопровода до границы с Чехией протяженностью 480 километров и мощностью 30,9 млрд кубометров запланирована к пуску в начале 2020 года. Вторая же мощностью 24,1 млрд кубометров пройдет до Бранденбурга и должна быть запущена в 2021 году.

Как ранее сообщало EADaily, для завершения самого "Северного потока-2" осталось уложить газопровод на 150-километровом участке экономической зоны Дании в Балтийском море. Однако Копенгаген до сих пор не выдал разрешение и, как сообщали EADaily в Датском энергетическом агентстве (DEA), сроки выдачи до сих пор неизвестны. "В настоящее время Датское энергетическое агентство рассматривает полученные ответы (результаты публичных консультаций по юго-восточному маршруту „Северного потока-2" в Дании и соседних странах в соответствии с Конвенцией Espoo. - Ред.) и параллельно оценивает заявку. Сейчас невозможно сказать, сколько времени займет этот процесс. Это зависит среди прочего от возможных дальнейших консультаций со странами в рамках Конвенции Espoo", - говорилось в сентябрьском письме из DEA.

Глава "Газпрома" Алексей Миллер в то же время заявил о том, что еще есть время, чтобы достроить "Северный поток-2" и ввести его в эксплуатацию до конца года. "На сегодняшний день еще Рубикон не пройден по одной простой причине, что датский участок достаточно короткий и сроки строительства составляют всего около пяти недель, поэтому, конечно же, шанс есть", - заметил Алексей Миллер.

После запуска производства на полную мощность нефтехимический комплекс будет производить 1,5 млн тонн полиэтилена в год. Предприятие станет крупнейшим по объемам производства полимеров в России.

Весной на "ЗапСибНефтехиме" была выпущена тестовая партия полиэтилена на привозном сырье. Сейчас процесс успешно запущен уже с собственным сырьем.

Всего на "ЗапСибНефтехиме" четыре установки полимеризации по производству различных марок полиэтилена высокой плотности (ПЭВП) и линейного полиэтилена низкой плотности (ЛПЭНП) совокупной мощностью 190 тонн в час (технология компании INEOS, Великобритания).

Из тобольского полиэтилена будут производить напорные трубы, автокомплектующие, выдувную тару (флаконы, канистры, бочки, баночки для косметики и йогуртов), плёнки для пищевой и промышленной упаковок, кабельную продукцию.

Игорь Климов, член правления ООО "СИБУР", генеральный директор ООО "ЗапСибНефтехим" и ООО "СИБУР Тобольск": "Получение первого полиэтилена из собственного сырья - один из ключевых этапов запуска всего нефтехимического комплекса "ЗапСибНефтехим". Эта веха успешно достигнута благодаря слаженной работе сотрудников, задействованных в пусконаладочных работах, персоналу оперативного блока предприятия. Сейчас мы работаем над синхронизацией работы всех блоков производства, ведем тонкую настройку оборудования".

neftegaz.ru/news/companies/501123-gazprom-neft-sozdala-v-singapure-dochku-dlya-razvitiya-mezhdunarodnogo-biznesa-sudovykh-masel/

Газпром нефть зарегистрировала операционную компанию Gazpromneft Marine Lubricants с офисом в Сингапуре.
Об этом сообщила Газпром нефть.

Новое предприятие обеспечит эффективное развитие международной производственно-логистической сети судовых масел Газпром нефти, в т. ч. - на рынках Юго-Восточной Азии и Европы.

В настоящее время продукция компании, одобренная ключевыми производителями судового оборудования, уже представлена в более чем 250 портах мира.

Ассортимент судовых масел и смазок под брендами Gazpromneft и Gazpromneft Ocean включает в себя 43 наименования высокотехнологичных продуктов для всех типов судового оборудования.
В т. ч., в линейке представлено 15 сортов моторных масел Gazpromneft Ocean для 2- и 4-тактных двигателей, рецептуры которых были разработаны с учетом требований международной судоходной отрасли и положений конвенции MARPOL-2020.

Тезисы замгендиректора по логистике, переработке и сбыту Газпром нефти В. Чернера:
расширение международной географии реализации судовых масел предусмотрено стратегией развития Газпром нефти до 2030 г.;
планируем значительно увеличить объемы выпуска и продаж специализированных смазочных материалов и занять к 2030 г. 4% международного рынка судовых масел;
открытие операционной компании в Сингапуре, центре международного судоходства, где находится 1 из крупнейших в мире портов-хабов, позволит наиболее эффективно выстраивать производственно-логистическую сеть с учетом собственных заводов по выпуску смазочных материалов в России и партнерских блендинговых производств за рубежом.
МАРПОЛ (MARPOL) - Международная конвенция по предупреждению загрязнения акваторий судами.
В начале 2015 г. вступили в силу дополнения к основной конвенции, в которых регламентировано количество серы в судовом топливе, используемом на судах, маршруты которых проходят в зонах SECA (зоны судоходства, куда входят Балтийское море, Северное море и пролив Ла-Манш, где суда должны переключаться на топливо с низким содержанием серы).
С 1 января 2020 г. требования конвенции MARPOL по запрету использования топлива с содержанием серы более 0,5% будет распространено по всей территории международного судоходства.

- "Роснефть" уделяет пристальное внимание инновационным проектам и разрабатывает технологии для более эффективной работы как на месторождениях, так и на предприятиях. Какие проекты по разработке новых технологий сейчас приоритетны для компании?

-Инновации - это действительно наш ключевой приоритет сегодня. В соответствии с нашей стратегией "Роснефть-2022" мы концентрируемся на повышении технологичности производства, активно наращиваем собственные технологические компетенции. За последние несколько лет мы добились колоссальных успехов и сумели перевести компанию на качественно новый уровень с учетом вызовов цифровой эпохи.

Сегодня мы активно внедряем цифровые технологии по всей цепочке деятельности компании: от машинного обучения до планирования оптимальной сетки скважин для технически сложных и низкопроницаемых коллекторов.

Оптимизация систем заводнения - важная технологическая задача, решение которой позволит нам добиться максимально эффективной добычи нефти и продления срока жизни зрелых месторождений. Мы используем сейчас технологические решения, включающие в себя анализ работы нагнетательных и добывающих скважин, а также геологического представления о пласте и остаточных извлекаемых запасах.

За последние пять лет объем буровых работ увеличился более чем вдвое. На этапе бурения и заканчивания скважин используются более сложные внутрискважинные и наземные инструменты и оборудование для последующего этапа добычи. В процессе бурения высокие технологии помогают специалистам. Благодаря телекоммуникационным, программным и экспертным возможностям мы дистанционно управляем и поддерживаем наши операции в любом регионе в реальном времени.

Увеличивается доля горизонтальных скважин - их количество выросло в четыре раза за последние пять лет и теперь составляет 48%. Всего месяц назад мы пробурили десятитысячную горизонтальную скважину. Многоствольные и многозабойные скважины находились на стадии опытно-промышленных испытаний пять лет назад. Сегодня 13 наших дочерних компаний успешно бурят их. Всего в прошлом году было построено более 140 таких скважин, большинство из них на Ванкоре, в Юганске и на Мессояхе. Такие конструктивные достижения необходимы для извлечения запасов из плотных пластов, которые уже дают нам около 10% нашей добычи нефти.

Развиваются технологии бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на нетрадиционных месторождениях (пробурено четыре горизонтальные скважины), активно работает технология разработки высоковязкой нефти (парогравитационный дренаж, или SAGD), когда производится разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и тем самым обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.

Ведется бурение скважин со сверхдлинным отходом от вертикали для разработки шельфовых месторождений. Такой подход применим и в области разработки карбонатных коллекторов. Яркий пример - кислотно-проппантный гидроразрыв пласта (ГРП), который позволил кратно увеличить объемы ГРП в Башкирии.

- Со вводом санкций усложнился доступ к технологиям по разработке трудноизвлекаемых запасов(ТРИЗ). Как компания сегодня решает вопрос доступа к технологиям? Насколько осложняют санкции разработку ТРИЗ?

-"Роснефть" обладает собственными технологиями по работе с низкопроницаемыми коллекторами и не зависит от поддержки партнеров в условиях санкций.

Как я уже отмечал, ключевой технологией для интенсификации добычи на ТРИЗ является ГРП. Еще в 2017 году компания в рамках реализации цифровой стратегии создала первый в Евразии промышленный симулятор ГРП "РН-ГРИД". С тех пор эта разработка обеспечивает технологическую независимость компании в области компьютерного моделирования, а эффективность операций ГРП значительно выросла.

На сегодня программный комплекс РН-ГРИД обеспечивает выполнение всех операций и инженерных расчетов, необходимых для проектирования ГРП: загрузка и визуализация исходных данных большого объема, создание геомеханической модели пласта, анализ диагностических закачек, расчет дизайна и анализ фактически проведенных операций ГРП с использованием обширной базы данных технологических жидкостей и проппантов для ГРП.

В начале 2018 года "Роснефть" внедрила РН-ГРИД на предприятиях внутреннего сервиса по ГРП, полностью отказавшись от западных аналогов. Также в 2018 году "Роснефть" начала коммерческую реализацию программного обеспечения симулятора. Программный комплекс стоит в несколько раз дешевле зарубежного ПО, цены на которое до недавнего времени были высоки ввиду отсутствия конкурентных отечественных предложений.

С появлением РН-ГРИД ситуация кардинально изменилась, "Роснефть" придала мощный импульс развитию рынка и технологий в области моделирования ГРП.

Также хотел бы привести другой успешный пример нашей собственной разработки - инновационного программного комплекса РН-СИГМА, который предназначен для геомеханического моделирования при бурении. Эта разработка позволяет инженерам компании расширить применение геомеханических методов расчета устойчивости ствола скважины и снизить риски осложнений при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Проведенные при разработке сравнения показали, что результаты расчетов в РН-СИГМА полностью совпадают с лучшими мировыми аналогами, а по скорости освоения РН-СИГМА превосходит их. При этом применение собственного геомеханического симулятора создает условия для формирования единого информационного пространства в области геомеханического моделирования.

- На ваш взгляд, когда в России начнется активная разработка ТРИЗ - это дело ближайших лет или далекого будущего? Какие факторы на это влияют?

-Разработка ТРИЗ нефти является одной из ключевых задач в рамках реализации стратегии компании до 2022 года. На протяжении последних пяти лет "Роснефть" ведет планомерную и активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.

Объем добычи ТРИЗ компании в 2018 году вырос за год на 15% - до 18,7 млн т, и более чем в два раза - за последние пять лет. В прошедшем году было пробурено более 820 новых скважин, а общий действующий фонд скважин превысил 3 тыс. Доля добычи ТРИЗ от общего объема добычи компании в 2018 году выросла до 8,4% с 7,5% в 2017 году.

Вместе с тем "Роснефть" видит значительный потенциал увеличения и объема запасов, и добычи ТРИЗ в ближайшие годы - за счет запасов нефти из так называемых нефтематеринских пород. Крупнейшим активом ТРИЗ компании является "РН-Юганскнефтегаз" с объемом ТРИЗ более 1 млрд т. Значительными объемами ТРИЗ также владеют "РН-Няганьнефтегаз", "Верхнечонскнефтегаз", "РН-Уватнефтегаз", "Конданефть". Перечисленные мной предприятия на текущий момент обеспечивают более 90% ресурсной базы ТРИЗ компании. Суммарные извлекаемые запасы ТРИЗ компании на 138 месторождениях на сегодняшний день превышают 2,5 млрд т.

Если говорить об основном факторе, который способствует росту добычи ТРИЗов, то здесь необходимо отметить важность технологических разработок. И в этом направлении компании удалось многого добиться за последние годы.

Основным направлением развития технологий является интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых пластов за счет усложнения конструкции и увеличения длины горизонтальных скважин, увеличения количества стадий ГРП в горизонтальных скважинах. За 2018 год на месторождениях с ТРИЗ было успешно введено в эксплуатацию около 100 скважин с увеличенным количеством стадий многостадийного гидроразрыва пласта, а также скважин с длиной горизонтального участка более 1 тыс. м.

Кроме того, для освоения низкопроницаемых пластов опробуются и реализуются различные технологические решения по так называемым рефракам, то есть повторным ГРП. Мы уже провели десятки операций с использованием различных методов рефраков, которые показали свою эффективность и в ближайшем будущем могут быть массово тиражированы на наших ключевых проектах.

- Самотлорскому месторождению "Роснефти" правительство России предоставило инвестиционные стимулы. Каковы результаты их применения?

- Налоговые стимулы дали возможность увеличить на 50% объем бурения. В результате остановлено падение добычи нефти на Самотлорском месторождении. Если до 2018 года на Самотлоре объем извлекаемой нефти ежегодно сокращался на 3-5%, то в прошлом году снижение составило менее 1%. Это, в свою очередь, привело к росту поступлений в бюджет от налога на добычу полезных ископаемых и экспортной пошлины.

Бюджет получил дополнительно 60 млрд рублей за счет роста поступлений от НДПИ и таможенной пошлины. Таким образом, "Роснефть" полностью компенсировала бюджету предоставленные в 2018 году Самотлорскому месторождению инвестиционные стимулы и обеспечила государству дополнительные поступления в размере 20 млрд рублей.

"Роснефть" продолжает наращивать объем бурения и ввод в эксплуатацию новых скважин на Самотлоре. В результате во втором квартале 2019 года среднесуточный объем добычи нефти на месторождении стабилизировался и составил 0,38 млн баррелей, что соответствует показателям первого квартала текущего года и первого полугодия 2018 года.

- Какие гринфилды в портфеле активов компании являются наиболее перспективными?

- Если говорить об объеме прироста запасов, наиболее перспективными являются колоссальные месторождения Арктического кластера. Это наша стратегическая перспектива. Мы ожидаем серьезных открытий в северных районах Западной Сибири и на территории Енисей-Хатангского прогиба. Существенный прирост обеспечат и активы, расположенные на Сибирской платформе, в Иркутской области и Якутии. Здесь отработаны надежные технологии прогноза нефтеотдачи коллекторов и ловушек, достигнута высокая успешность поискового бурения и имеются все основания ожидать новых открытий.

Мы активно запускаем крупные проекты с нуля. Этим летом мы начали добычу на Западно-Эргинском месторождении. Оно было запущено всего за 18 месяцев. В целом за последние пять лет "Роснефть" начала добычу на восьми крупных новых месторождениях, включая Юрубчено-Тохомское, Сузунское и Мессояхское месторождения. Мы продолжаем работу по вводу в эксплуатацию большего количества новых месторождений, включая Лодочное, Комсомольское и новый Даниловский кластер.

- "РН-Юганскнефтегаз" недавно за короткий срок установил ряд отраслевых рекордов как по суточной добычи нефти, так и по суточной проходке. За счет каких технологий удалось достичь таких показателей? Каковы перспективы развития этого актива?

- "РН-Юганскнефтегаз" - самый яркий пример зрелого месторождения, на котором удалось переломить тренд на падение добычи. За счет чего? Во-первых, мы оптимизировали систему разработки скважин, а во-вторых, нарастили объемы горизонтального бурения, в том числе с применением многостадийного гидроразрыва пласта.

Доля горизонтальных скважин в эксплуатационном бурении возросла с 14% в 2017 году до 25% в 2018-м, а доля горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта - с 12% до 22%. Ожидается, что в текущем году доля горизонтальных скважин в Юганске превысит 30%.

- Какие технологии, применяемые компанией, позволяют дать вторую жизнь зрелым месторождениям?

- Ключевую роль в поддержании уровня добычи нефти и конденсата на зрелых месторождениях играют в первую очередь ввод в эксплуатацию новых скважин и технологии уплотняющего бурения.

Кроме того, технология бурения горизонтальных скважин с применением многостадийного гидроразрыва пласта способствует повышению продуктивности скважин, охвату запасов и экономической эффективности проектов. На зрелых активах компании доля применения данной технологии в общем объеме бурения выросла до 31% в 2018 году по сравнению с 21% годом ранее.

Также компания наращивает объемы горизонтального бурения и ведет опытно-промышленные работы по оптимизации конструкций за счет увеличения длины горизонтальной секции и количества стадий ГРП. В частности, в 2018 году на месторождениях ООО "РН-Юганскнефтегаз" и АО "Самотлорнефтегаз" введено более 50 скважин с длиной горизонтальной секции свыше 1,2 тыс. м и с восемью и более стадиями ГРП.

Современные технологии позволяют нам увеличивать эффективность и производительность скважин. Позвольте привести один пример. В 2016 году на Юганском месторождении мы запустили пилотный проект, который позволил нам сократить время бурения скважины с 30 до 19 дней. На тот момент это казалось большим достижением. Однако нет предела совершенству. И сегодня средний результат бурения подобных скважин составляет 12 дней, а лучший - всего девять дней. В настоящее время мы планируем использовать этот метод за пределами Юганска, в том числе на Самотлорском и Ванкорском месторождениях.

На месторождениях "РН-Юганскнефтегаза" нам также удалось снизить сроки и стоимость строительства скважин за счет внедрения специального оборудования, которое позволяет в два с половиной раза увеличить отбор керна. В результате достигается существенный экономический эффект - при отборе керна диаметром 100 мм экономия составляет более 4 млн рублей на одной скважине.

Также сегодня у нас есть система GTM-DB, которая позволяет анализировать результаты каждой скважинной работы, находить причины неэффективности, если таковые имеются, извлекать уроки и принимать соответствующие меры. Прямой эффект от этой системы - 2,3 млрд рублей сэкономленных инвестиций.

- Какие инновационные технологии внедряет "Роснефть" для поддержания добычи в Восточной и Западной Сибири? Какие планы по вводу месторождений в регионе в ближайшие годы? Каков планируемый общий объем добычи с учетом перспективного освоения трудноизвлекаемых запасов?

- Совместно с нашими партнерами и акционерами - компанией BP - мы разработали инновационную систему регистрации сейсмических данных, аналогов которой нет в мире. Зимние тестовые работы методом 3D впервые были проведены на Ай-Яунском лицензионном участке в Западной Сибири.

Уникальность этой технологии состоит в использовании специальных сейсмических датчиков - сейсмоприемников, сбор данных от которых производится без помощи проводов. Сейсмоприемники фиксируют колебания волн, которые инициирует специальная техника. Затем их собирают, подключают к компьютеру и считывают всю зарегистрированную информацию.

Применение низкозатратной "зеленой" сейсморазведки позволит минимизировать негативное воздействие на окружающую среду, снизить удельную стоимость сейсморазведочных работ и повысить достоверность прогнозов, что, в свою очередь, приведет к повышению успешности поисково-разведочного бурения.

Еще один пример - на нашем добычном активе "РН-Пурнефтегаз" была введена уникальная установка по предварительному сбросу воды, которая за год обеспечила прирост дополнительной добычи нефти в размере 11 тыс. т. Ее главное преимущество состоит в обеспечении дополнительной добычи нефти на месторождениях с высокой обводненностью. По результатам испытаний уже принято решение о начале серийного производства установки на собственных мощностях компании.

Что касается наших планов по вводу и развитию активов в Восточной и Западной Сибири. В ближайшие годы компания планирует начать здесь разработку более 20 месторождений с извлекаемыми запасами более 180 млн т. Кроме того, за счет применения современных технологий и планомерного ввода месторождений в эксплуатацию ожидается почти двукратный рост добычи ТРИЗ к 2022 году - до 33 млн т.

- Компания активно развивает внутренний сервис, оправдал ли себя этот подход?

- Да, безусловно. Развитие внутреннего сервиса позволило усилить конкурентные позиции компании в области дорогостоящего сервиса высокотехнологичных геофизических исследований скважин, которые ранее проводились в основном зарубежными компаниями, и повысить устойчивость на данном направлении.

В январе 2019 года мы создали собственную сервисную компанию для геофизического исследования скважин и начали выполнять работы на месторождениях "Башнефть-Добыча". Реализация данного проекта позволила снизить затраты дочернего общества на проведение геофизических исследований скважин более чем на 7% в 2019 году и оптимизировать объемы данных.

Дальнейшее развитие сервиса по геофизическому исследованию скважин позволит повысить эффективность деятельности компании в геологоразведке и разработке месторождений, снизить затраты и оптимизировать объемы исследовательских данных в других дочерних обществах.

Также в этом году мы запустили проект по созданию корпоративного петрофизического программного комплекса для обработки данных геофизических исследований скважин - "РН-Петролог". Это ПО снизит санкционные риски, связанные с использованием зарубежного программного обеспечения в области обработки и анализа геофизических и петрофизических данных. Внедрение промышленной версии "РН-Петролог" запланировано на 2022 год. К этому моменту специалисты компании разработают основной функционал, позволяющий обеспечить петрофизическую поддержку процессов разведки, разработки и мониторинга месторождений.

Также компания располагает собственным гидродинамическим симулятором РН-КИМ, комплексом инструментов нефтяного инжиниринга РН-КИН, программным обеспечением для геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин "Горизонт+", программным комплексом подбора и анализа работы погружного оборудования RosPump. На текущий момент в России такого единого программного комплекса нет ни у одной компании.

Важным достижением последних пяти лет является увеличение объема буровых работ в компании более чем вдвое. Благодаря цифровым технологиям специалисты компании получили возможность дистанционного сопровождения процесса бурения в режиме реального времени. На сегодняшний день у "Роснефти" есть десять станций удаленной экспертной поддержки процессов бурения. Станции мониторинга данных бурения с возможностями искусственного интеллекта теперь установлены на 97% тяжелых буровых установок.

- У "Роснефти" много проектов на шельфе, есть планы по освоению Арктики. Компания активно развивает собственные технологии для ведения работы в арктическом секторе России. Сохраняется ли необходимость привлечения иностранных партнеров в такие проекты? Есть ли планы по совместной работе с российскими компаниями для разработки технологий?

- Шельфовые проекты - это одно из главных стратегических направлений развития компании. "Роснефть" в 2018 году направила на действующие добычные проекты на шельфе России и на геологоразведку более 15 млрд рублей. Все работы по геологическому изучению, поиску нефти и газа на участках арктического, дальневосточного шельфов и в акваториях южных морей проводятся в объемах, предусмотренных лицензиями.

В прошлом году компания проводила анализ, обработку и интерпретацию значительного объема сейсморазведочных данных по шельфовым проектам, полученных в 2016−2017 годы.

"Роснефть" обсуждает с партнерами, в том числе зарубежными, возможность реализации геолого-разведочных проектов. Компания активно работает с российскими предприятиями в области локализации и импортозамещения техники и технологий, включая производство и обслуживание оборудования для экологически безопасной разведки и добычи углеводородов на шельфе, в том числе в Арктике.

- У "Роснефти" много международных проектов. Например, "Роснефть" ранее начала разведочное бурение в бассейне Солимойнс в Бразилии. Насколько успешно идет бурение, сколько скважин пробурено? Какие запасы газа и нефти обнаружены? Когда может начаться освоение месторождений в бассейне Солимойнс, промышленная добыча на нем?

- Компания выполнила значительный объем поисково-разведочных работ в Бразилии. Произведена сейсморазведка 2D и 3D, в том числе на новых, ранее не изученных участках. Пробурено четыре поисково-разведочные скважины. Открыто новое месторождение газа. В настоящее время ведется оценка вариантов монетизации открытых запасов газа.

- Глава компании Игорь Сечин сообщал, что в 2019 году планируется начать программу геолого-разведочных работ в Иракском Курдистане. Начата ли программа? Какой объем работ предстоит? Сколько времени он займет?

- Да, поисково-разведочные работы в этом году начаты. В настоящее время компания выполняет сейсморазведку 3D на одном из участков и готовится к бурению поисково-разведочных скважин. Программа работ будет продолжена в 2020 году и займет несколько лет.

- В первом квартале начата пробная добыча на месторождении Биджил. Каких результатов удалось достичь? Когда планируется выйти на промышленную эксплуатацию месторождения? Какой объем годовой добычи ожидается?

- На месторождении Биджил добыча нефти ведется в режиме опытно-промышленной эксплуатации. Изучаются режимы эксплуатации скважин. Суточный дебит достигает 360 т. После завершения геолого-разведочных работ и опытно-промышленной эксплуатации планируется перейти к полномасштабной промышленной добыче.

"Мы очень интенсивно связывались с судоходными компаниями и предупреждали, что не стоит этого делать", - сказал один из чиновников госдепа. "Это невероятно опасное и безответственное поведение!", - заявил он.

Китай является крупнейшим покупателем иранской нефти после того, как президент США Дональд Трамп вновь ввел санкции в отношении основного экспорта Тегерана. Трамп ужесточил санкции США в мае, чтобы довести продажи нефти в Иране до нуля.

25 сентября США ввели санкции в отношении пяти китайских граждан и двух китайских дочерних компаний COSCO Shipping Corp, заявив, что они отправили иранскую сырую нефть в нарушение санкций. Несколько дней спустя, 14 судов COSCO Shipping Tanker (Далянь), а это около одной трети своего флота, прекратили отправку данных о местоположении из своей системы автоматической идентификации (AIS) в период с 30 сентября по 7 октября.

В заявлении по электронной почте COSCO Shipping Tanker (Далянь) заявили, что ни одно из судов не отключало свои контроллеры AIS и не прекратило передачу сигналов AIS.

"Далянь Танкер будет и впредь придерживаться применимых законов и нормативных актов при ведении своей коммерческой деятельности", - сказали в компании.

Международная морская организация требует, чтобы суда использовали транспондеры для безопасности и прозрачности. Экипажи могут отключить устройства, если существует опасность пиратства или подобных опасностей.

Пока неясно, что может сделать администрация Трампа, чтобы не дать танкерам отключить транспондеры.

За первое полугодие 2019 года добыча нефти в этом регионе выросла на 14% относительно первого полугодия прошлого года. При этом на месторождении имени Юрия Корчагина в результате реализации программы бурения на второй очереди добыча нефти выросла на 30%. На месторождении имени Владимира Филановского рост составил 12%.

Всего компания добывает на каспийском шельфе 180 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Привлекательность каспийских месторождений обуславливается высоким качеством нефти и коротким транспортным плечом: сырье поступает в систему Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), где ЛУКОЙЛ владеет 12,5% через дочернюю LUKARCO B.V.

Вопреки рискам

Открытие Каспийской нефтегазоносной провинции стало одной из главных сенсаций в отрасли за последние два десятилетия. Вплоть до середины 90-х годов прошлого века этот регион был недоступен для нефтяников из-за высоких экологических рисков. Однако после распада СССР прикаспийские страны - Азербайджан, Туркмения и Казахстан - начали активно осваивать прибрежные территории. Не желая отставать, Россия в 1995 году приняла собственную Государственную программу по изучению каспийского шельфа, в рамках которой ЛУКОЙЛ начал геологоразведку в Северной и Центральной частях Каспия.

До 1999 года ничего особенного не происходило. Несколько лет потребовалось, чтобы доставить из Балтийского моря и модернизировать самоподъемную буровую установку "Астра" (бывшая Maravah). Установку пришлось разрезать на три части, чтобы перевезти по Волго-Балтийскому каналу. Модернизация, проведенная на судостроительном заводе "Красные баррикады" в Астрахани, была призвана свести к нулю вредные выбросы.

Результаты начатого поискового бурения оказались фантастическими: более 90% скважин оказались эффективными. За период с 1999 по 2008 год ЛУКОЙЛ открыл восемь месторождений, из которых четыре - имени Владимира Филановского, имени Юрия Кувыкина, Хвалынское и Центральное - относятся к категории крупнейших.

Планов громадье

Первым в 2010 году в промышленную эксплуатацию было введено месторождение имени Юрия Корчагина (открыто в 2000 году, запасы оцениваются в 570 млн баррелей). Для его освоения была построена морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП), состоящая из двух частей. ЛСП-1 вмещает технологический блок, где размещены буровой и энергетический комплексы, установки подготовки воды, нефти и газа, другое оборудование. ЛСП-2 - это жилой модуль на 120 человек.

В состав комплекса месторождения имени Юрия Корчагина также входит морской перевалочный комплекс - по сути, нефтеналивное судно дедвейтом 28 тыс. тонн, с которого нефть через коммерческий узел учета нефти сдается на танкеры-челноки и направляется в порт Баку. С пуском в эксплуатацию месторождения имени Владимира Филановского технологическая схема дополнилась подводными трубопроводами, по которым часть нефти, добываемой на этом месторождении, направляется через МЛСП м/р имени Юрия Корчагина на морской перевалочный комплекс, а другая часть направляется на головные береговые сооружения (ГБС), расположенные в Республике Калмыкия, для дальнейшей сдачи через коммерческий узел учета в трубопроводную систему КТК-Р. С 2017 года 100% попутного нефтяного газа (ПНГ) направляется для переработки на завод ООО "Ставролен" (входит в структуру ЛУКОЙЛа).

Месторождение имени Владимира Филановского, открытое ЛУКОЙЛом в 2005 году,- крупнейшее в российском секторе Каспийского моря. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 129 млн тонн, а газа - 30 млрд куб. м. Первая очередь, запущенная в 2016 году, реализована на построенном на заводах Астрахани морском ледостойком стационарном комплексе (МЛСК имени Владимира Филановского), состоящем из ледостойкой платформы ЛСП-1, жилого модуля, центральной технологической платформы (фактически полноценного промыслового комплекса) и райзерного блока (технологического узла для соединения промысловых и транспортных трубопроводов). В 2018 году состоялся пуск второй очереди в составе ЛСП-2 с жилым модулем, после чего добыча вышла на проектный уровень 6 млн тонн в год.

Сейчас оба месторождения продолжают активно осваиваться. Недавно ЛУКОЙЛ представил отчет о ходе этих работ. На второй очереди месторождения им. В. Филановского были введены в эксплуатацию восьмая и девятая по счету скважины с начальным дебетом более 1 тыс. тонн в сутки. На блок-кондукторе месторождения им. Ю. Корчагина в рамках второй очереди освоения завершено строительство пятой скважины, из которых четыре оснащены системой интеллектуального заканчивания. На одной из скважин установлен мировой рекорд - самое длинное в мировой практике интеллектуальное электрическое заканчивание. Данные системы позволяют в режиме реального времени менять параметры работы отдельных участков горизонтального ствола скважины в зависимости от текущих условий, что способствует увеличению эффективности освоения запасов углеводородов.

Как сообщили "Ъ" в ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" (разработчик и оператор месторождений Северного Каспия), сейчас основная задача до конца текущего года - пуск в эксплуатацию блок-кондуктора месторождения имени Владимира Филановского и бурение первых двух скважин на этом объекте. В 2020 году планируется пробурить оставшиеся скважины на блок-кондукторах обоих месторождений.

В 2021 году планируется начать опережающее бурение на месторождении Ракушечное (открыто в 2001 году, запасы - 38 млн тонн нефти и 40 млн кубометров газа). Ввод в эксплуатацию и начало добычи с этого месторождения намечены на 2022 год. Сейчас в рамках его обустройства ведутся строительно-монтажные работы: разрабатывается рабочая документация, выполняются поставки оборудования и материалов, а также проводятся корпусные работы на верхних строениях и опорных основаниях ледостойкой стационарной платформы и платформы жилого модуля. Готовность на конец второго квартала 2019 года по ледостойкой стационарной платформе составляет 14%, по платформе жилого модуля - 36%. Также проводятся тендеры на морские операции и прокладку подводных трубопроводов.

Продукция скважин месторождения Ракушечное по проекту будет направляться на УПН МЛСК им. В. Филановского для дальнейшей подготовки и транспортировки товарной нефти и ПНГ на реализацию.

Техника на грани фантастики

Добычные платформы - блок-кондукторы (БК), которыми ведется разработка второй очереди месторождения имени Юрия Корчагина и третьей - месторождения имени Владимира Филановского,- перспективная технология безлюдной добычи. Управление оборудованием этих платформ происходит в автоматизированном режиме с постоянным удаленным мониторингом и контролем параметров с основной "материнской" платформы.

Также важный пункт в программе экобезопасности - регулярные учения, на которых отрабатываются навыки предотвращения и ликвидации аварийных разливов нефти. За ходом учений наблюдают представители МЧС и Минтранса России, Росприроднадзора, республик Казахстан и Азербайджан, администрации Астраханской области. По их результатам ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" признано "полностью готовым к ликвидации максимально возможного разлива нефти". Недавно в Астраханской области впервые в рамках природоохранной программы ПАО "ЛУКОЙЛ" был организован мобильный пункт по спасению и реабилитации животных, которые могут пострадать в случае нефтяного разлива.

Кстати, морские платформы сами по себе служат большими искусственными рифами, где находят свой дом различные морские обитатели, рассказывают специалисты компании.

Например, туда частенько наведываются тюлени, которых привлекают косяки рыбы - водолазы, регулярно обследующие подводные части платформ и трубопроводов, сняли большие стаи сельди и крупных осетровых.

Фактически посреди Каспийского моря построен мини-заповедник. Конечно, в исходные планы компании это не входило. Но это яркая демонстрация того, что решение осваивать каспийский шельф вопреки возражениям экологов было абсолютно верным.

Еще одна технология, делающая возможным безлюдное освоение месторождений,- мультифазный трубопроводный транспорт, то есть перекачка по одной трубе жидкой и газообразной фракций.

Это избавляет от необходимости иметь на добычных платформах (БК и ЛСП) установок подготовки нефти и газа. Недостаток мультифазного транспорта - склонность к образованию газовых пробок на перепадах рельефа. Чтобы избежать этого, мультифазные трубопроводы заглубляются в морское дно на 2 м. Перепад высот между дном и платформой, на которую поднимается мультифазная жидкость, невелик (глубина моря в районе месторождения Владимира Филановского составляет около 7 м). Кроме того, отмечают в компании, в составе технологической цепочки подготовки нефти используются депульсаторы (специальные устройства для выравнивания пробкового режима работы).

Впрочем, это не единственные технологические сложности, с которыми сталкиваются нефтяники ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть". Им приходится иметь дело с десятками разнообразнейших залежей, каждая со своим "характером". Так, на месторождении имени Юрия Корчагина это мощные газовые шапки на неоком-волжской и келловейской залежах, высокая неоднородность, развитая разломная тектоника, высокое содержание парафинов и температура застывания нефти на келловее. На месторождении имени Владимира Филановского также имеются нескольких разноуровневых газовых шапок, блоковое строение восточной части основной залежи, низкая проницаемость и опять же мощная газовая шапка аптского объекта, рассказывают специалисты компании. В будущем, когда очередь дойдет до освоения других месторождений, ожидается еще больший набор геологических сложностей. Это и сероводород в залежах на месторождениях Кувыкина, Хвалынском, 170 км и Хазри, и участки аномально высокого пластового давления, и чрезвычайно низкие фильтрационные свойства оксфордских залежей. Однако современные технологии, а также накопленный в ЛУКОЙЛе опыт работы на шельфе позволят решить эти задачи.

Эффективность морского месторождения тем выше, чем большую площадь можно охватить с одной платформы. Каспийские месторождения держат рекорд по протяженности горизонтальных участков скважин. Так, восьмая по счету эксплуатационная скважина второй очереди месторождения им. В. Филановского №14 имеет длину 5153 м с горизонтальным участком 3439 м. Четвертая скважина блок-кондуктора на месторождении им. Ю. Корчагина имеет протяженность 6390 м и горизонтальный участок 4276 м. А рекордной стала скважина №108, пробуренная в 2015 году на Корчагинском месторождении. При вертикальной глубине всего 1565 м общая длина ствола составила 8005 м. Также на этой скважине был поставлен мировой рекорд по количеству метров в бурении с большим смещением забоя - 4908 м за один рейс бурового долота в секции 9,5 дюйма без спуско-подъемных операций. Впервые на Каспийских проектах в 2018-2019 годах выполнена направленная забивка водоотделяющих колонн отечественного производства, дополнительно произведены работы по восстановления замятой водоотделяющей колонны на МЛСП-1 месторождения им. Ю. Корчагина, на которой в последующем успешно была пробурена первая скважина на келловейские отложения в зонах высоких рисков пересечения.

Заповедник "ЛУКОЙЛ"

Использование автоматических модулей для разработки месторождений отчасти решает и еще одну задачу - экологическую.

Все морские объекты ЛУКОЙЛа на Северном Каспии построены по принципу "нулевого сброса": ни капли нефти, сточных вод и прочего не должно попасть в море.

Образующиеся отходы отправляются в пункты утилизации на берегу. Безлюдные платформы по определению не производят бытовых отходов, так что эта статья расхода отпадает.

Вопросы охраны окружающей среды традиционно занимают одно из центральных мест в деятельности ПАО "ЛУКОЙЛ". На Каспии непрерывно проводит экологический, в том числе спутниковый, мониторинг. Он позволяет держать руку на пульсе и отслеживать состояние воды, недр, флоры и фауны. Многолетние наблюдения ведутся по трем сотням параметров. Исследования показывают, что море в районах производственной деятельности действительно остается чистым.

"Существует прямая корреляция между возросшим числом сексуальных надругательств, торговлей людьми и бытовым насилием в отношении женщин и детей в регионах добычи полезных ископаемых, где компании создают "мужские лагеря" для размещения в них рабочих", - говорится в отчете Seeding Sovereignty.

Эта взаимосвязь признается на уровне ООН, потому что данная модель не нова и повторяется из века в век в отношении коренных жителей регионов. Доказательства насилий и работорговли есть, так как их собирают сами аборигены, когда организации, в чьи обязанности это входит, отказываются замечать проблему.

Согласно отчету, в число банков, вкладывающих деньги в ископаемое топливо, входят такие, как JPMorgan Chase, Wells Fargo, Citi и Bank of America - это четыре крупнейших банка США. Общественники обвиняют их в причастности к геноциду аборигенов и призывают людей обратить внимание на проблему.

Со слов одной из аборигенок Южной Дакоты по имени Роксана, первый мужской лагерь и первый бордель появились на их земле одновременно в 1492 году. Эти лагеря существуют до сих пор. В них свозят дешевую рабочую силу, мужчин, которые считают местных жителями дикарями, одноразовыми людьми. В Южной Дакоте сейчас строится новый лагерь, куда уже привезли 600 трейлеров для размещения новых рабочих.

Женщина из другого племени по имени Рейчел Хитон рассказала о постоянных сообщениях о пропавших без вести и убитых женщинах из числа коренного населения. "Когда строятся трубопроводы, появляются эти лагеря для мужчин, и именно тогда в наших отдаленных резервациях, расположенных в Монтане и Северной Дакоте, начинают пропадать люди, которых никто и не думает разыскивать. Вдоль же границ резерваций ведется настоящая торговля людьми".

Местная жительница Памела Бонд назвала происходящее геноцидом. Добыча ископаемых "сопровождается геноцидом окружающей среды и культурным геноцидом. В этих лагерях, которые следуют за черной змеей, ведется торговля людьми. Если вы отметите на карте места, где пропадают женщины, то увидите, что все они расположены в непосредственной близости от рабочих лагерей и трубопроводов. Так что эта черная змея не просто загрязняет землю и воду, по которой проходит, - она питается коренным населением".

Департамент бизнеса, энергетической и промышленной стратегии правительства Великобритании опубликовал доклад по импорту газа в страну в первом полугодии. В документе говорится, что из-за запланированных ремонтов импорт газа по газопроводам существенно снизился. Из Бельгии - на 90%, из Нидерландов - на 38%, а из Норвегии - на 18%. В результате поставки трубопроводного газа упали по сравнению с первым полугодием прошлого года с 25,9 млрд кубометров до 18,5 млрд.

Выпавшие объемы компенсировал рост поставок СПГ. Катар остался основным экспортером сжиженного газа в Великобританию, отмечается в докладе британского правительства. На него пришлось 59% всех поставок СПГ за первые шесть месяцев 2019 года - 5,9 млрд кубометров. Произошел почти четырехкратный рост.

При этом по темпам прироста поставок всех опередила Россия. Импорт сжиженного газа с проекта "Ямал СПГ" увеличился в пять раз - до 1,8 млрд кубометров. Показатели по СПГ из США оказались более скромными. Общий объем его поставок не превысил 700 млн кубометров при четырехкратном росте.

В результате общий импорт СПГ в Великобританию в первом полугодии вырос в 3,6 раза и превысил отметку в 10 млрд кубометров. Что касается всех поставок газа в Соединенное королевство из-за границы в первом полугодии, то по сравнению с прошлым годом показатели не изменились - 28,6 млрд.

Как отмечает заместитель директора Фонда национальной энергетической безопасности (ФНЭБ) Алексей Гривач, рост экспорта СПГ в Великобританию не принес особых дивидендов поставщикам. "Они, в том числе российские, вынуждены были продавать газ дешево, так как спотовые цены в Северо-Западной Европе крайне низкие", - говорит эксперт. Замдиректора ФНЭБ добавил, что на всех выгодных направлений не хватает: "Это те риски, которые создает для поставщиков реализация проектов без долгосрочных контрактов с нефтяной привязкой".

Сегодня поставки газа из-за границы покрывают больше половины потребления в Великобритании, которое составило в первом полугодии 39 млрд кубометров. Остальное покрывается собственной добычей (около 20 млрд кубометров). Четверть ее экспортируется.

По словам первого заместителя генерального директора "Газпром нефти" Вадима Яковлева, компания в 2019 году реализовала технологическую стратегию, чтобы сфокусироваться на проектах.

"Но уже по завершении первого этапа видно, что у сегмента новых технологий колоссальная востребованность и маржинальность. Пожалуй, сегодня это один из самых эффективных по доходности видов деятельности нашей компании", - добавил Яковлев. Он также отметил, что необходимо учитывать не только экономический эффект, но и возможности по развитию компетенций компании, доступ к опыту партнеров и возможность выхода на новые рынки.

Технологическая стратегия "Газпром нефти" сформирована в 2014 году, в ней определены девять ключевых задач, с которыми сталкивается компания. В центре внимания - работа с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами, увеличение выработки зрелых месторождений, освоение арктических территорий.

В 2019 году техпроекты, число которых превысило 100 штук, были разделены на четыре группы в зависимости от получаемого эффекта и срока реализации.

Авторы работы - специалист по закупкам нефти MOL Group Виктор Катона и координатор ближневосточных проектов РСМД Руслан Мамедов - анализируют нефтегазовые перспективы Ирака и Сирии в условиях поствоенного развития и нескончаемых региональных кризисов. Особое внимание уделяется роли, которую играют или могут сыграть в развитии этих двух стран российские энергетические компании.

По мнению экспертов РСМД, после начала военной операции ВКС РФ в Сирии в 2015 году и создания Багдадского информационно-координационного центра (участники - Иран, Ирак, Россия и Сирия) Москва стала активнее выступать за сохранение и восстановление сирийских и иракских государственных институтов. "Активизация российской политики сопровождалась планомерным включением России в нефтегазовые и инфраструктурные проекты Арабского Машрика",- отмечают авторы работы.

Эксперты РСМД рекомендуют российскому руководству определить единую политику в отношении строительства нефтегазовой инфраструктуры в Сирии и Ираке. В частности, они напоминают о существовавших до начала "арабской весны" планах компании "Стройтрансгаз" по строительству нефтепровода из Киркука через ирако-сирийскую территорию в сирийские порты.

По мнению экспертов, платформа для усиления роли России уже создана: тесные контакты и рабочие отношения со всеми государствами региона, наличие военной базы на побережье Средиземного моря, переход портов Триполи (Ливан) и Тартус (Сирия) под управлениероссийских компаний "Роснефть" и "Стройтрансгаз", дополнительные российские инвестиции в нефтегазовую отрасль Ирака (до 2025 года около $40 млрд), вхождение в газовые проекты Левантийского бассейна, строящиеся Россией АЭС в Восточном Средиземноморье - "Ад-Дабаа" в Египте и "Аккую" в Турции.

Эксперты РСМД считают, что России целесообразно принять участие в большинстве газовых проектов (в зависимости от технических возможностей российских компаний) в Левантийском бассейне, в частности Россия могла бы выступить ключевым оператором "Средиземного/Левантийского потока" в ЕС. "Для государств региона участие России будет одновременно означать безопасность реализации данных проектов. Учитывая, что особую выгоду газ Левантийского бассейна может гарантировать только при совместной разработке, Россия могла бы выступить ключевым партнером и даже посредником в разрешении разногласий",- отмечают авторы работы. Они также не исключают, что ввиду заинтересованности и роли США в регионе этот вопрос мог бы быть включен в российско-американскую двустороннюю повестку дня.

России целесообразно поддерживать контакты и входить в проекты со всеми государствами Восточного Средиземноморья с целью извлечения больших выгод для собственных интересов. В случае нахождения крупных месторождений на сирийском шельфе такой подход только укрепил бы российские позиции",- отмечают эксперты.

При этом авторы работы подчеркивают, что для реализации всех масштабных проектов в регионе необходимо решить проблемы с безопасностью и наладить диалог с различными этно-конфессиональными группами и кланами.

Ирак только недавно завершил войну с террористической группировкой "Исламское государство" (запрещена в РФ.- "Ъ"), но новый всплеск террористической активности исключать нельзя, тем более страна столкнулась с угрозой социального взрыва, не разрешены и этноконфессиональные проблемы, прежде всего с курдами и суннитским меньшинством. На минувшей неделе в ходе антиправительственных протестов погибли свыше 100 человек, более 6 тыс. получили ранения.

Что касается Сирии, то там и вовсе еще далеко и до окончания войны, и до достижения политического компромисса.

Магнитометрическая съемка - один из методов геологоразведки, который позволяет получать первичную информацию о строении пород по измерению геомагнитного поля на поверхности. Эта информация помогает спланировать последующие этапы исследования территорий.

Магниторазведку традиционно проводят как на земле, так и с воздуха самолетами и вертолетами. Для получения достаточной информации исследования одной и той же территории нужно повторить несколько раз на разных высотах. Гораздо дешевле провести такую многоуровневую съемку можно с беспилотных летательных аппаратов - они достаточно легкие и маневренные, чтобы летать в нужном диапазоне высот от 50 до 800 м. Беспилотники могут работать в диапазоне температур от -30 до +40°C. На Новопортовском месторождении они совершали вылеты продолжительностью до полутора часов и протяженностью 35 - 55 км на скорости 40 - 60 км/ч. Планируется, что в дальнейшем технология будет применяться для изучения территорий севера Западной Сибири - на полуостровах Ямал, Таймыр, Гыдан.

Проект успешно реализован командой "Газпром нефти" в составе специалистов Дирекции по цифровой трансформации и Научно-Технического Центра компании, "Газпромнефть-Ямала" и ИТСК.

"Современная нефтяная отрасль неразрывно связана с передовыми технологиями. С помощью новых решений мы оптимизируем наши бизнес-процессы, делая их эффективнее, безопаснее для людей и окружающей среды. Беспилотные аппараты открывают для нефтяников новые подходы в геологоразведке и обустройстве месторождений", - отметил директор дирекции по технологиям "Газпром нефти", генеральный директор Научно-Технического Центра компании Марс Хасанов.

Активнее всех предоставляет средства нефтегазовым компаниям JPMorgan Chase, который уже выделил на проекты в Арктике и на шельфах $75,6 млрд. Вслед за ним следуют Citi и Bank of America, инвестировавшие в нефтегазовую отрасль $52,8 млрд и $48,6 млрд соответственно. А самым привлекательным направлением для инвесторов стал фракинг, в который только Wells Fargo, JPMorgan Chase и Bank of America вложили за последние три года более $80 млрд. По большей части они предоставляли средства для проектов в Пермском нефтегазоносном бассейне.

Напомним, 23 сентября 23 сентября Россия объявила о присоединении к Парижскому климатическому соглашению 2015 года. РФ стала одним из последних крупных эмитентов парниковых газов, ставших полноправным участником нового климатического договора, который пришел на смену Киотскому протоколу. Этот шаг получил поддержку мировых политиков и представителей экологических и научно-исследовательских организаций.

Как сообщила пресс-служба губернатора и правительства области, документ предусматривает строительство на территории региона в 2021 - 2023 годах ветряных электростанций суммарной мощностью до 200 МВт.

- Природный потенциал Оренбургской области позволяет нам развивать ветроэнергетику, - отметил Паслер. - Я искренне рад, что намерения, которые мы обсуждали с руководством Фонда развития ветроэнергетики, переходят в рабочую стадию. Соглашение, подписанное сегодня, придаст новый импульс развитию в области альтернативной энергетики, в частности популярной во всем мире ветрогенерации.

Генеральный директор УК "Ветроэнергетика" Александр Чуваев заметил, что область давно добилась лидерства в сфере развития солнечной энергетики. В то же время природный потенциал и имеющийся опыт эксплуатации небольших ветряных электростанций (ВЭС) делают регион потенциально привлекательным для реализации проектов промышленных ветропарков.

- Развитие ветроэнергетики в Оренбургской области поможет дальнейшему повышению энергоэффективности региона и развитию энергетической инфраструктуры, - подчеркнул он.

На встрече отмечалось, что регион последовательно увеличивает долю возобновляемой энергетики в своем энергобалансе.

- Мы рады, что география проектов Фонда расширяется на Предуралье за счет такого заметного центра добывающей промышленности, - констатировал председатель совета директоров УК "Ветроэнергетика" Алишер Каланов. - Рассчитываем, что конструктивное взаимодействие с руководством Оренбургской области станет залогом успешной реализации проектов Фонда по строительству ветропарков.

Справка "РГ"

Фонд развития ветроэнергетики создан в целях инвестирования в строительство ветропарков. Управления Фондом осуществляет УК "Ветроэнергетика", принадлежащая ПАО "Фортум" и АО "РОСНАНО" в равных долях. По результатам конкурсов Фонд получил право на строительство почти 2 ГВт ветрогенерации. Ветропарки должны быть введены в эксплуатацию в 2019 - 2023 годах.

Первым завершенным совместным проектом партнерства стала Ульяновская ВЭС-2 мощностью 50 МВт. Станция начала поставлять электроэнергию на оптовый рынок в январе 2019 года. Кроме Оренбуржья, строительство ветряных электростанций планируется в Ростовской и Саратовской областях, Калмыкии и Ставропольском крае.

Работа этого предприятия была приостановлена в сентябре после падения спроса на венесуэльскую нефть, вызванного новыми санкциями Вашингтона.

Также уточняется, что возобновило работу совместное предприятие PDVSA и китайской China National Petroleum. Данное предприятие также специализируется на нефтепереработке.

Рост стоимости перевозок выгоден российским нефтяникам, потому что заставляет многие азиатские НПЗ задуматься над целесообразностью закупок ближневосточной нефти, когда доставить нефть из соседней России намного дешевле. Продолжительность доставки нефти из российских портов, включая Козьмино и терминал де Кастри, в северную Азию составляет максимум неделя. Это значительно меньше, чем 10-15 дней, необходимые для доставки грузов из Юго-Восточной Азии и Океании, и до 30 дней, которые занимает путь из портов Персидского залива. Еще больше времени - свыше 45 дней занимает дорога в Северную Азию из Мексиканского залива.

Короткие маршруты экономически выгоднее для небольших танкеров класса Aframax, которые перевозят приблизительно 700 тыс. баррелей нефти. Они значительно менее выгодны для более крупных танкеров Suezmax и VLCC, перевозящих более миллиона баррелей.

Южнокорейская компания Korea National Oil Corp. (KNOC), например, платила в августе в среднем 63,59 доллара за баррель российской нефти. Это значительно ниже стоимости доставки барреля нефти из Саудовской Аравии (65,22 дол.) и Абу-Даби (67,23 дол.).

В январе-августе 2019 года Южная Корея, четвертый импортер нефти в Азии, купила в России почти 22 млн баррелей нефти, что составило примерно 13% от всей нефти, купленной компанией.

С учетом резкого роста расходов на логистику для азиатских НПЗ очень привлекательно выглядит нефть из соседних стран: России, Малайзии и Индонезии. Доставка нефти из Малайзии и Индонезии обходится намного дешевле, чем из Арабских Эмиратов. Чем больше расстояние, тем дороже в конечном счете получается нефть.

"Китай предпочитал ранее и будет и в дальнейшем предпочитать российскую нефть по одной простой причине - причине географической близости",- говорится в аналитической записке пекинской компании Chinaoil.

Аналитики подсчитали, что введение санкций против COSCO Dalian уменьшило глобальный танкерный флот на 5%. Этой китайской компании принадлежат 40 танкеров класса VLCCs, 13 Long Range I и 4 Long Range II. Не удивительно, что сейчас азиатские покупатели лихорадочно нанимают танкеры других компаний.

"Я хотел бы при обсуждении этой темы обратить особое внимание на то, что потом использованные батареи надо будет утилизировать. А батареи химические, при массовом распространении этой технологии эта проблема станет довольно остро", - сказал он.

"Когда мы, наконец, или если сможем, прийти к повсеместному использованию водорода в качестве энергии - это, конечно, будет эпохальное, знаковое событие, потому что водород - это возобновляемый источник энергии, он экологически чистый, так скажем „зеленый", и его можно транспортировать на различные расстояния", - добавил Шехтман.

Эксперты мира в настоящее время обращают внимание на то, что решение проблемы промышленного хранения электроэнергии могло бы дать толчок повсеместному развитию энергетики на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). По их мнению, рынок электроэнергии претерпел бы значительные изменения с решением задачи по создания большого накопителя электроэнергии.

Первые лица Литвы обещали министру энергетики США Рику Перри перейти от разовых закупок к регулярным поставкам американского сжиженного природного газа. Однако пока Литва перешла только к регулярным поставкам СПГ из России. СПГ-терминал в Клайпеде разрывается между политической необходимостью покупать сжиженный газ из США и экономической необходимостью, которая вынуждает его покупать газ у России.

Вильнюс встречает высокого американского гостя. На конференцию трансатлантического энергетического сотрудничества прибыл сам министр энергетики США Рик Перри. Перед командировочным из "обкома" рассыпаются в любезностях первые лица Литвы.

Президент Гитанас Науседа подчеркнул, что энергетика должна быть приоритетом трансатлантического сотрудничества. "Европа и США сильнее, безопаснее и успешнее, когда они действуют вместе", - подчеркнул Науседа и дежурно пнул в связи с этим российско-немецкий газопровод "Северный поток - 2".

Премьер-министр Литвы Саулюс Сквернялис обещал заокеанскому гостю перейти от разовых закупок малых партий американского СПГ к полноценным регулярным поставкам. Расширение экспорта сжиженного природного газа из США в регион Балтийского моря усилит конкуренцию и принесет пользу соседям Литвы, считает Сквернялис, благоразумно умалчивая, что эти соседи американский СПГ с литовского СПГ-терминала покупать уже отказались.

Идеологический фон этим заверениям дает глава литовского МИД Линас Линкявичюс. "Нам точно известна цена свободы, но мы знаем и цену энергетической безопасности. Еще совсем недавно нас называли энергетическим островом в плохом смысле этого слова, мы были полностью изолированы и зависели от одного поставщика", - сказал Линкявичюс и с неистребимым комсомольским задором добавил: "Нам нужны вы в Европе, нужен ваш сланцевый газ в Европе. Мы можем использовать наши ворота в Клайпеде для дальнейшей транспортировки сланцевого газа в Европу".

Тем временем под все эти комсомольские речевки в основного поставщика сжиженного газа для Литвы превращается Россия: не Соединенные Штаты, а именно она перешла к регулярным поставкам крупнотоннажных партий СПГ на терминал в Клайпеде.

Первые прецеденты поставок российского СПГ в Литву литовские государственные компании пытались сохранить в тайне. Когда шито-крыто не вышло, стали оправдываться: мало ли у кого СПГ-терминал Independence закупает сжиженный газ? Катар, Норвегия, США - одна маленькая партия СПГ из Ленинградской области на таком фоне роли не играет.

Однако вышло так, что это закупки СПГ из США оказались разовыми акциями, предпринятыми ради громких заявлений политиков о крепнущей трансатлантической дружбе в области энергетики.

Танкер со сжиженным газом из штата Флорида прибыл в Клайпеду под грохот пропагандистских фанфар осенью 2017 года, и тогда уже прозвучали все эти слова про историческую роль Клайпеды как энергетического моста между Америкой и Европой, первого в Европе приемщика американского газа и т. д., и т. п. Только регазифицированный американский СПГ у клайпедского терминала никто не захотел покупать, и тема как-то сама собой захлебнулась.

Зато танкеры с российским сжиженным газом с весны этого года в Клайпеду идут и идут.

Безо всяких политиков и безо всякой риторики. Называть это единичными случаями не получается, потому что партии российского СПГ идут регулярно. Называть их мини-партиями, которые ничего не значат в общем потоке, тоже нельзя: в прошлом месяце Литва впервые приобрела крупнотоннажную партию СПГ российского происхождения.

Да и делать вид, что ничего особенного на СПГ-терминале в Клайпеде не происходит, больше не получается, потому что профессиональные борцы с Россией делать вид перестали. Литовские консерваторы справедливо указали правительству, что Литва покупала СПГ-терминал у Норвегии, чтобы была альтернатива российскому газу. И что в итоге? Этот терминал окончательно подсел на российский газ?!

С учетом этих щекотливых политических нюансов визит секретаря по энергетике администрации США в Вильнюс предстает в новом свете.

Это не свидетельство августейшего внимания Вашингтона к Литве, а прибытие ревизора, который промеж громких слов об энергетической солидарности между двумя берегами Атлантики устроит литовским подчиненным хорошую головомойку.

Строительство на Балтике СПГ-терминала лоббировал Центр энергетической безопасности НАТО в Литве, подконтрольный американцам. Соединенные Штаты поощряли и хвалили литовцев за инициативу с СПГ-терминалом, полагая само собой разумеющимся, что проект "энергетическая независимость" будет работать на стратегические задачи США в Европе.

А эти задачи заключаются в том, что российское присутствие на газовом рынке Европы должно вытесняться американским. Для того и нужны СПГ-терминалы вместо трубопроводов и сжиженный газ вместо обыкновенного.

И какие же теперь сигналы приходят по Литве? Пару-тройку раз в собственных пропагандистских целях закупили партию американского СПГ, а сами меж тем тихой сапой перешли на российский сжиженный газ. Это и есть образец правильной энергетической политики для всей Европы?

Так не затем ли и приехал в Вильнюсе Рик Перри, чтобы рявкнуть на сателлитов: это что еще за... такая?! Ну-ка быстро перешли на поставки американского СПГ! Или в НАТО состоять надоело?! Так мы вас в момент Путину продадим!

Так или иначе, но после визита Рика Перри министр энергетики Литвы мигом заявил, что Литва готова к переговорам об увеличении поставок сжиженного природного газа из США.

При этом Жигимантас Вайчюнас робко пискнул, что цена на американский СПГ должна быть конкурентоспособной. "Нашей целью не является газ по любой цене, у нас должна быть конкурентная цена. Возможно, мы будет обсуждать, каковы препятствия, помехи, и что, возможно, еще нужно будет сделать, чтобы простимулировать увеличение потоков СПГ США как в Европу, так и в страны Балтии", - дипломатично намекнул глава Минэнерго на то, что газ ведь у вас дорогой, нам бы того, скидочку...

Литва оказалась в ситуации выбора между экономической необходимостью покупать дешевый газ из России и политической необходимостью покупать дорогой газ из Соединенных Штатов.

Для независимой страны такой дилеммы и возникнуть-то не могло, но то независимая страна, а то Литва. Она может долго жаловаться на безденежье, но в итоге как барин сказал, так и будет. Завели себе СПГ-терминал, чтобы замещать российский газ в Европе американским? Кушайте теперь американский СПГ и не нойте.

Автор: Александр Носович

Чт, 10 Октябрь 2019 | 10:57 | Денис Давыдов

Участники проекта "Северный поток-2" завершили его финансирование. Об этом заявил журналистам главный исполнительный директор Uniper Андреас Ширенбек.

"Проект уже профинансирован, у нас нет сумм, которые подлежат оплате, - сказал Ширенбек. - Никакого увеличения не планируется, осталось в принципе только завершить проект после получения соответствующего разрешения от датских властей. Все материалы, трубы и так далее закуплены".

"Насколько я могу судить по новостям, прозвучавшим по данной теме, получение разрешения от датских властей ожидается к концу года ",

 - отметил глава компании. 

Он также выразил мнение, что запуск проекта "Северный поток - 2" мощностью 55 млрд кубометров в год не сможет удовлетворить растущую потребность Европы в газе в будущем.

"Если посмотреть на объемы добычи и поставок газа внутри Западной Европы, следует отметить сокращение объемов добычи и поставок газа из Норвегии, из Великобритании, Гронингена, они практически прекратили добывать газ. Поэтому образуется весьма существенный разрыв между спросом с одной стороны и предложением с другой стороны. Этот дефицит газа, который образуется, его невозможно будет удовлетворить полностью поставками по "Северному потоку - 2″, то есть баланс необходимо будет восстановить с помощью поставок СПГ",

 - считает Ширенбек.

Поэтому, отмечает он, для обеспечения стабильности энергосистемы в регионе при отсутствии новых проектов прокладки газопроводов необходимо развивать СПГ-бизнес.

"Мы знаем практически примерно величину этого дефицита, который образуется, и компенсировать его можно будет только за счет поставок СПГ, если, конечно, не будут придуманы новые маршруты газопроводов",

 - добавил глава Uniper.

Ширенбек отметил, что в перспективе объем дефицита газа в Европе оценивается в диапазоне от 100 млрд до 300 млрд кубометров в год. Это связано не только со снижением уровня добычи газа в Западной Европе, но и планами ряда стран отказаться от угольной и атомной генерации, сообщает агентство ТАСС.

Впрочем, оценки объема дефицита газа в Европе разнятся. Ряд источников дают более позитивную оценку, говоря о дополнительной потребности Европы в импорте газа в 70-80 млрд кубометров в год к 2030 году.

"Дефицит довольно серьезный, так что в Европе будет место для как трубопроводного газа, так и для поставок СПГ",

  - отметил Ширенбек.

Глава Uniper уверен, что в Европе в настоящее время достаточное количество регазификационных терминалов для приемки СПГ, также прорабатывается вопрос строительства еще одного терминала на севере Германии мощностью 10 млрд кубометров в год. Он добавил, что Германия уже сейчас наращивает объемы торговли СПГ. В прошлом году регазификационные терминалы приняли 140 танкеров с СПГ, по данным за девять месяцев этого года эта цифра составила 100.

Министерство энергетики и невозобновляемых ресурсов Эквадора сообщило об остановке работы Трансэквадорской системы нефтепроводов из-за падения добычи и низкой загрузки системы.

"Трансэквадорская система нефтепроводов (SOTE) остановила свою работу с 13:00 сегодня, 9 октября, из-за низкого уровня поставки сырой нефти, вызванного приостановкой работ на нефтяных месторождениях под управлением Petroamazonas после их захвата посторонними лицами. На сегодняшний день убытки от остановки работы составляют 12,8 миллиона долларов, объём недобытой нефти за время простоя составил 231,8 тысячи баррелей", - говорится в сообщении ведомства.

Ранее минэнерго Эквадора сообщило об остановке добычи на пяти блоках в провинциях Орельяна и Сукумбиос: неизвестыне проникли на территорию блоков и заставили сотрудников приостановить работу.

В начале октября в Эквадоре начались манифестации недовольных экономическими реформами правительства. К транспортным присоединились другие общественные организации, объявлена бессрочная мобилизация представителей коренных народов для протеста против экономической политики правительства.

Президент Эквадора Ленин Морено объявил режим чрезвычайного положения в связи с протестами, 570 человек задержаны в результате беспорядков. Морено заявил, что власти не станут пересматривать согласованный с руководством МВФ пакет мер, включающий отмену субсидий на бензин, однако выразил намерение встретиться с представителями движения коренных народов, чтобы обсудить их требования.

"Действия компании не противоречат санкциям США, поскольку они допускают принимать сырую нефть в обмен на поставки разрешенных продуктов", - сказал представитель Reliance Industries.

Индийская нефтеперерабатывающая компания в обмен на нефть поставляет Венесуэле топливо, включая дизельное, которое относится к списку разрешенных товаров.

Сделка позволит государственной нефтегазовой компании Венесуэлы PDVSA избавиться от переизбытка запасов сырой нефти, который вынудил ее в сентябре сократить производство. Объемы поставок не разглашаются, сообщает РИА Новости.

Санкции США против Венесуэлы действуют с марта 2015 года. Тогда президент Барак Обама ввел их против ряда венесуэльских чиновников в ответ на высылку из страны американских дипломатов. С тех пор санкции неоднократно расширялись. В последнее время США ужесточили ряд санкций против Венесуэлы, в том числе против ее государственных компаний. В конце января 2019 года США ввели санкции в отношении PDVSA.

Ведущий аналитик Финансового университета при правительстве России, эксперт Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков в беседе с ФАН оценил заявление главы "Нафтогаза" Андрея Коболева о том, что он не видит смысла в продлении газового контракта с "Газпромом" на действующих условиях.

Этой зимой украинцев ждет масштабное повышение тарифов на теплоснабжение. И это не прогноз экспертов. Несмотря на подешевевший газ, теплые батареи, например, в Киеве обойдутся его жителям с 1 января на 30% дороже.

Коммунальное предприятие украинской столицы "Киевтеплоэнерго" опубликовало проект тарифов на теплоснабжение с 1 января 2020 года. В нем указано, что для населения цены вырастут на 29,6% (до 1250 грн или 3300 руб. за Гкал.), для религиозных организаций - на 43%, а для бюджетных - на 17%. Столичные тепловики уже успели провести общественные обсуждения новых тарифов в закрытом режиме, которые полностью поддержали новое повышение.

80% тарифа на теплоснабжение - это затраты на закупку газа, формула цены которого, по решению правительства и согласованию с МВФ, формируется на основании стоимости импортируемого. Основные объемы реверсного голубого топлива при этом "Нафтогаз Украины" закупал в летние месяцы и в сентябре, когда цена импорта упала до $ 178, по данным Министерства экономического развития Украины. В "Киевтеплоэнерго", однако, решили учитывать не фактическую цену газа, а прогнозируемую. "Учитывая прогнозную цену на европейском хабе NCG (1−4 кварталы 2020 года), прогнозные тарифы на вход в ГТС Украины, тарифы на транспортировку по Украине, а также затраты на транспортировку газа из хаба NCG до украино-словацкой границы", - говорится в документах "Киевтеплоэнерго". По большому счету, киевские коммунальщики пошли простой дорогой и использовали не собственный прогноз, а предположения "Нафтогаза Украины", которые тот указал в проекте финансового плана. В нем нацкомпания указала рост цен на газ более чем на 30%. В записке к документу, сообщали "Украинские новости" в конце августа, "Нафтогаз Украины" спрогнозировал рост цен на газ для населения уже в ноябре и декабре до 8,6 тыс. грн. с НДС ($ 351). В августе они составляли 4651 грн. или $ 227.

Впрочем, повышение тарифов на теплоснабжение ждет не только киевлян. Как сообщает издание "Страна.юа", во Львове предложили два проекта будущих цен и рост составит от 14% до 42%. В Киевской области тем временем депутаты уже повысили его вдвое - до 2,2 тыс. грн., или 5,8 тыс. рублей за Гкал.

"Президент Владимир Зеленский лично пообещал, что правительство уйдет в отставку, если не удастся снизить тарифы. Как видим, о снижении уже никто не говорит (наоборот, министр финансов Оксана Макарова заявила, что снижать никто ничего не будет). А на носу подорожание", - заметили в "Страна.юа".

Ситуация усугубляется тем, что население отказывается платить и по ныне действующим тарифам, что привело к гигантской задолженности теплокоммунальщиков за газ перед "Нафтогазом Украины". Нацкомпания, в свою очередь, уже предупредила, что отопительный сезон находится под угрозой из-за долгов. 106 теплоснабжающих предприятия страны должны "Нафтогазу Украины" более 8 млрд грн. или 21 млрд рублей. В тоже время рядовые украинцы и бюджетные организации недоплатили тепловикам 19,3 млрд грн. или 50 млрд руб.

"С точки зрения либеральной экономической политики, которой придерживается Киев, ценообразование логично", - говорит сопредседатель Фонда энергетических стратегий Дмитрий Марунич. По его словам, властям снова придется увеличивать объем субсидий, а долги украинцев продолжат расти. Хотя эксперт сомневается, что, по крайней мере, киевские депутаты сейчас пойдут на повышение тарифов на теплоснабжение. "С одной стороны, есть еще постановление преыдущего правительства о том, что тариф не может превышать 1400 грн. за Гкал. с НДС. С другой, скоро начнется избирательная кампания в киевский городской совет, и я сомневаюсь, что основные политические силы рискнут пойти на такой непопулярный шаг", - резюмировал Дмитрий Марунич.

Украина не согласна на продление контракта с Россией на транзит газа на один год, поскольку нацелена подписать долгосрочный договор. Об этом заявил украинский премьер Алексей Гончарук.

Уточняется, что газ поступил с терминала "Ямал СПГ", который принадлежит "Новатэк", позже его перегрузили в бельгийском порту Зебрюгге.

Тот факт, что газ из Арктики будет доставлен в Карибский регион, указывает на быстрое развитие торговли СПГ, уточняет агентство.

В компании "Новатэк" пояснили Bloomberg, что газ поставляется в 26 стран. Конкретную поставку комментировать не стали.

Доминирование API в мире делает российские проекты и компании уязвимыми для санкционного режима, считают в компании.

"API стал едва ли не основной площадкой для разработки новых продуктов и технологических решений. В мировой практике для нефтегазовой отрасли лицензии предусматривают преимущество применения стандартов API. API пользуется своим широким международным признанием, лоббируя интересы своих членов и государства США, что создаёт сложности для российских производителей при оценке соответствия требованиям иностранных стандартов. А иностранные производители, сертифицированные API, угрожают отзывом монограмм на продукцию в случае поставки их в компании и проекты, находящиеся под санкциями США и Евросоюза. Для недопущения возможных негативных последствий сложившейся ситуации необходимо создание единой российской организации по стандартизации и сертификации в нефтегазовой отрасли", - заявил на Петербургском газовом форуме зампред правления "Газпрома" Виталий Маркелов.

"Газпром", "Газпром нефть" и "СИБУР Холдинг" подписали меморандум о намерении создать автономную некоммерческую организацию по стандартизации и оценке соответствия в нефтегазовом комплексе в июне 2019 года на ПМЭФ. На Петербургском газовом форуме к ним присоединилась "Татнефть". Участвовать в рабочей группе, созданной для учреждения организации, готовы также представители "Роснефти", "ЛУКОЙЛа", "НОВАТЭКа" и "Транснефти", сказал Маркелов.

АНО создаст новую систему добровольной сертификации на основе лучших наработок компаний-участниц, сообщила пресс-служба "Газпрома". Платформой для нее может стать система добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ, созданная "Газпромом". Институт предлагается назвать АНО "Институт технологических инициатив нефтяной и газовой промышленности" (ИТИНГ).

Серийное производство систем подводной добычи углеводородов начнут в России с 2020 г., заявил зампред правления "Газпрома" Виталий Маркелов.

"С 2014 г. мы говорим об импортозамещении. Сегодня для „Газпрома" абсолютно неактуально говорить об импортозамещении. Если вы прошлись по выставке, то образцы, которые там представлены, это образцы не импортозамещающие. Образцы техники и технологии, которые дают на долгие годы вперед облик нефтегазовой отрасли", - отметил Маркелов, сообщает "Интерфакс".

"Хотел бы отметить, что подводный добычной комплекс, который там представлен, создан благодаря союзу „Газпрома" с военно-промышленным комплексом. Благодаря работе операторской компании „Газпром 335" получилось в короткие сроки создать отечественную систему подводной добычи", - подчеркнул Маркелов.

"Это хороший пример сотрудничества, когда все объединились для решения поставленной цели. И я хочу сказать, что цель успешно достигнута. До конца года будут проведены испытания. Я уверен, что испытания пройдут успешно. И мы со следующего года приступаем к серийному производству систем подводной добычи", - пояснил зампред правления "Газпрома".

Концерн "Алмаз-Антей" представил опытный образец подводной фонтанной арматуры.

"Алмаз-Антей" и "Газпром" подписали в марте долгосрочный договор на поставку оборудования под гарантированные объемы закупки. Концерн наладит серийное производство оборудования для систем подводной добычи углеводородов, поставит его "Газпрому", обеспечит техническое обслуживание и ремонт. Стоимость сделки может превысить 30 млрд руб., срок соглашения рассчитан до 2026 г.

Со своей стороны "Ижорские заводы" (входят в ОМЗ) представили первый в России опытный образец манифольда для подводной добычи углеводородов. Оборудование изготовлено в рамках госпрограммы "Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений". Это первый опыт производства подобного оборудования на российском предприятии. Основные опытно-конструкторские работы для производства манифольда выполнило СПМБМ "Малахит".

Манифольд является частью системы подводной добычи, предназначенной для сбора потоков добываемых углеводородов. Изделие состоит из нескольких трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и долгосрочную работу под водой в сложных условиях. Длина опытного образца составляет 28 м, ширина - 12,8 м, высота - 5 м.

Система подводной добычи представляет собой единую систему, которая состоит из ряда приборов, в том числе устьевого оборудования, системы управления и газосборных трубопроводов. Газ от скважин поступает к манифольду и далее по основному газопроводу идет на берег на установку комплексной подготовки газа.

"Газпром трансгаз Санкт-Петербург" представил инновационный проект подводного аппарата