USD 77.9568

+0.47

EUR 88.9097

+0.38

Brent 85.88

+0.82

Природный газ 2.928

+0.02

Итоги Международной Конференции «Керосины 2013»
243

Итоги Международной Конференции «Керосины 2013»

Рыба в мутной воде

Рыба в мутной воде

Рынок авиатоплива растет и динамично развивается, госрегуляторы запланировали изменения правил игры. Что станет с участниками после отмены сертификации топливно-заправочных комплексов аэропортов? Кто выиграет от вступления в силу нового Технического регламента Таможенного союза? Заинтересованные стороны о том, что действительно происходит в отрасли и каковы ее перспективы в будущем.

В понедельник, 18 февраля, в отеле «Балчуг Кемпински Москва» состоялась Международная конференция компании CREON Energy «Керосины 2013», посвященная рынку авиационного топлива в России. Генеральным партнером мероприятия выступила компания ТЗК «Шереметьево». Конференция прошла при поддержке Всероссийского научно-исследовательского института по переработке нефти и ИАЦ «Кортес».

Глава CREON Energy Фарес Кильзие поприветствовал участников мероприятия и выразил отдельную благодарность компании ТЗК «Шереметьево» за предоставленную информацию, которая послужила тематической основой данной встречи. Среди основных тем конференции он назвал отмену сертификации ТЗК и введение нового Технического регламента Таможенного союза. Анализируя российский топливный рынок нельзя не заметить целенаправленное движение вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) в сторону завоевания рынков через конечного потребителя. Технический регламент, как следствие проводимой ВИНКами политики, может стать шагом «в сторону пистолета», считает г-н Кильзие. Между крупнейшими корпорациями и потребителем, как правило, существует еще кто-то, в сегодняшней ситуации это топливно-заправочные компании. Уменьшается ли их роль в данной цепочке или увеличивается, никто не ответит лучше представителей самих ТЗК.

Рынок авиационного керосина в России продолжает набирать темпы после кризиса, сообщила инженер-аналитик ИАЦ «Кортес» Лидия Величко. Объем производства авиакеросина в 2012 году составил 10 млн. тонн, прирост относительно прошлого года – 8,7%. Потребление на внутреннем рынке также возросло до 9 млн.тонн, превысив показатель 2011 года на 5,9%. На общем фоне роста производства и потребления (с 2010 по 2012 год это 10,1% и 17,6% соответственно), экспорт сократился на 27,4% за аналогичный период времени, на текущий момент доля экспорта не превышает 10%. Внутренний спрос удовлетворяется за счет роста производства и сокращения экспорта. В 2012 году наблюдалось небольшое снижение на рынке нефтепереработки, при этом выход авиакеросинов на одну тонну нефти несколько увеличился.

Основными производителями авиационного керосина являются четыре крупнейшие нефтяные компании: «Газпром нефть», «ЛУКойл», «ТНК-BP» и «Роснефть». Основной потребитель данного вида топлива - гражданская авиация. В 2012 году на долю авиаперевозчиков пришлось 83% произведенного продукта, а потребление увеличилось на 700 тыс. тонн. Рост потребления зависит от воздушных перевозок и носит ярко выраженный сезонный характер. С 2009 года пассажироперевозки увеличились на 64%, внутреннее потребление возросло на 45,6%, а потребление гражданской авиацией на 56,2%. Московским авиационным узлом используется 57% всего авиационного керосина. Основными поставщиками аэропортов Москвы являются «ТНК-ВР», «Газпром нефть» и «ЛУКойл».

Также представитель «Кортеса» отметила интересную ценовую ситуацию, которая сложилась на российском рынке керосинов: при повышении цен на рынке «спот» увеличиваются розничные цены на авиатопливо, тогда как при снижении оптовой цены, стоимость авиакеросина при заправке «в крыло» не падает, а только стабилизируется. Таким образом, темп роста спотовых цен на внутреннем рынке значительно ниже, чем темп роста цен в аэропортах.

Директор по продажам и логистике ТЗК «Шереметьево» Сергей Столяров рассказал о функционировании топливо-заправочного комплекса в современных условиях московского авиационного узла (МАУ). В составе МАУ три аэропорта: Домодедово, Внуково и Шереметьево. ТЗК «Шереметьево» - исторически первый и основной топливно-заправочный комплекс, расположенный на территории одноименного аэропорта.

Согласно представленным данным, в динамике потребления авиационного керосина в Шереметьево наблюдается неуклонный рост. С 2008 по 2012 год он сложился на уровне в среднем 11% ежегодно. Так, в пост кризисный период потребление возрастало на 8-9%, в 2011 году показатель приблизился к 16%. Сейчас рост чуть меньше, но даже если за основу прогноза взять средний показатель, к 2018 году аэропорт будет использовать более 3 млн. тонн топлива.

Структура поставок на протяжении последних двух лет принципиально не менялась: по данным за 2011 год трубопроводные поставки авиакеросина в аэропорты МАУ по системе «Транснефть» сложились на уровне 1,36 млн. тонн, по РЖД – 2,3 млн.тонн, что в процентном соотношении составляет 37,2% и 62,8% соответственно.

В 2012 году 100% роста поставок Шереметьево было покрыто за счет железной дороги. Однако возможности ж/д транспортировки авиатоплива исчерпаны, требуется увеличение поставок трубопроводным транспортом. Для покрытия растущего потребления к 2018 году Шереметьево необходимо иметь возможность поставки по трубе 2,2 млн. тонн в год.

Помимо этого, господин Столяров высказался за присутствие ВИНКов в топливо-заправочных комплексах: для нефтяных корпораций это максимизация маржи, для авиакомпаний - сокращение издержек на топливо. Он подчеркнул, что в современных условиях основная задача ТЗК – некоммерческая с точки зрения реализации керосина: организовать эффективную логистику поставок, бесперебойный и надежный процесс хранения авиационного керосина и последующую заправку воздушных судов. Через контракты с авиакомпаниями «в крыло» ТЗК «Шереметьево» самостоятельно реализует не более 7% проходящего через заправочный комплекс авиатоплива.

Однако в силу своего функционала, не являясь держателем контрактов, ТЗК не имеет возможности полноценно управлять входящими потоками керосина, что влечет за собой определенные риски. Производственные мощности ТЗК позволяют хранить 37 тыс. тонн топлива единомоментно. В летний период Шереметьево потребляет 180 тыс.тонн керосина в месяц, отклонение в 20% от графика поставок может парализовать работу аэропорта.

Говоря о купле-продаже керосинов на бирже, господин Столяров подчеркнул, что регламент биржевых поставок не обеспечивает необходимых гарантированных сроков доставки, и на практике отклонения могут быть очень большими. Для обеспечения стабильной работы авиационных узлов, цепочка от производителя керосина до ТЗК должна быть максимально короткой, считает он.

Сергей Столяров также затронул тему создания на территории аэропорта альтернативного топливо-заправочного комплекса - «Газпром нефть-Аэро Шереметьево». По его мнению, наличие нескольких заправочных комплексов в целом для рынка выгодно.

«Керосин является самым консервативным продуктом среди всех выпускаемых на НПЗ видов топлива, в том числе с точки зрения требований к обеспечению качества на всех этапах: от завода до крыла самолета, технологий производства и транспортировки», - заявила директор по качеству «ТНК-BP Менеджмент» Татьяна Ветрова. С учетом особенностей применения авиакеросина и потенциальных рисков в случае несоответствия качества, именно эти консервативные на первый взгляд требования обеспечивают стабильность продукта в течение многих лет.

Технический регламент РФ или Таможенного союза, процедурные изменения при отмене сертификации, с точки зрения требований качества авиатоплива ничего нового не добавили. Для заводов-производителей основным базовым документом, регулирующим состав керосина, был и по-прежнему остается ГОСТ 10227. Попытки отдельных компаний производить Джет-А1 по ГОСТу Р52050, соразработчиком которого была компания «ЛУКойл», не нашли широкого применения на практике.

Базовыми процессами производства авиационного керосина по-прежнему остаются первичная переработка нефти вместе с гидроочисткой. Многие компании рассматривают процесс гидрокрекинга как возможный вариант увеличения объемов выпуска данного продукта. Однако выпуск авиатоплива является лишь одной из возможностей, но никак не причиной строительства новых установок. Основной целью всех проектов по гидрокрекингу является увеличение глубины переработки. В случае возрастания объема потребления керосина до 10% у заводов-производителей при определенных условиях достаточно ресурсов для покрытия спроса.

Также представитель «ТНК-BP Менеджмент» отметила, что сегодня не все НПЗ имеют в продуктовой линейке авиакеросин. Географический фактор определяет объем потребления и логистические каналы сбыта авиатоплива и влияет на экономическую обоснованность его производства.

«Безусловно, тенденции развития авиации говорят об увеличении скоростей полета, совершенствовании эксплуатационных характеристик двигателей, которые мы, к сожалению, так и не видим в качестве формализованных решений об изменении требований к топливам ни в ГОСТах, ни в технических регламентах», - заключила г-жа Ветрова.

Руководитель по топливу Авиакомпании «Россия» Григорий Михайлюков высказался против отмены обязательной сертификации ТЗК и рассказал о ее влиянии на деятельность авиакомпаний. За качество выпущенного авиационного керосина отвечает НПЗ. Качество топлива, подаваемого на заправку «в крыло» во много зависит от соблюдения процедур аэродромного контроля. При наличии сертификации операционных служб аэропортов, авиаперевозчики могли быть уверены, что необходимые процедуры соблюдаются. В случае если предложение Минтранса РФ будет принято, ответственность за качество топлива упадет на авиаперевозчиков, и они будут вынуждены заниматься непрофильным видом деятельности по обеспечению контроля качества авиакеросина. Дополнительные затраты авиакомпаний, в частности, на содержание собственной лаборатории авиаГСМ, инженерно-технического персонала, приведут к увеличению стоимости авиаперевозок.

Тема отмены сертификации вызвала активный резонанс среди участников мероприятия. До настоящего момента Авиакомпании «Россия» не направляла свои возражения по данному вопросу в государственные органы, однако по результатам обсуждения подобный запрос может быть сформирован совместно с другими участниками конференции.

Технический регламент не несет ничего хорошего реактивному топливу, считает заведующая лабораторией «ВНИИ НП» Елизавета Бушуева. В настоящее время реактивное топливо выпускается на 28 НПЗ. Из них топливо марки ТС-1 вырабатывают 22 завода, марки РТ – 6. Общий объем производства составляет около 10 млн. тонн в год. Из них 6 млн. тонн потребляется гражданской авиацией, 1,5 млн. тонн Министерством обороны РФ, 2 млн. тонн идет на экспорт и 0,5 млн. тонн на прочие нужды. По назначению топливо различается для дозвуковой и сверхзвуковой авиации. Дозвуковые марки отечественного топлива – это ТС-1 и РТ, их зарубежный аналог Джет-А1.

При сравнении требований спецификации авиационного керосина зарубежное топливо значительно уступает в качестве российскому: по содержанию ароматических углеводородов, температуре начала кристаллизации, содержанию общей серы, температуре вспышки. Температура начала кипения отечественных керосинов обеспечивает более легкий запуск авиадвигателей. Однако Технический регламент напрямую продвигает Джет А-1, несмотря на то, что в нашей стране не были проведены необходимые испытания этой марки авиакеросина.

Техрегламент, предназначенный для улучшения экологии и упорядочивания производства реактивного топлива, к сожалению, способствует обратному. Существовавший порядок двойного назначения реактивного топлива был разрушен пунктом №2 Технического регламента, размежевав, де-юро, авиатопливо по назначению для военной и гражданской авиации, что фактически не соответствует действительности.

Вопреки утверждению о защите экологии страны повышена норма по содержанию меркаптановой серы для топлива марки РТ с 0,001% до 0,003%. Оказалось, что основной целью Регламента являлось продвижение Джет А-1, несмотря на то, что это топливо с более низкими показателями качества, чем отечественные ТС-1 и особенно РТ. Топливо марки РТ, являющееся лучшим массовым авиатопливом в мире, низведено до уровня Джет А-1. Требования Технического регламента к сверхзвуковой авиации вообще не могут быть отнесены к какой-либо марке российского топлива (РТ, Т-8В, Т-6), зато практически полностью соответствуют топливу Джет А-1 и зарубежным топливам военного назначения JP-8 и JP-5.

Позицию г-жи Бушуевой поддержала ведущий научный сотрудник отдела квалификационных испытаний топлив и масел ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны России» Наталья Лихтерова, которая также отметила преимущества и высокое качество отечественных реактивных топлив. Попытка внедрения топлива Джет-А1 на российский рынок показала, что это топливо не пользуется спросом как у отечественных, так и у зарубежных авиаперевозчиков, добавила она.

Следующей темой для обсуждения стала биржевая торговля. Сейчас авиатопливо занимает порядка 20% оборота нефтепродуктов на Санкт-Петербургской Международной товарно-сырьевой бирже, сообщил управляющий директор по срочному рынку СПбМТСБ Алексей Сергеев. На базе сделок на бирже ведется расчет индексов, ставших базисным активом для фьючерсов на авиационный керосин. Количество фьючерсных сделок достаточно большое, но к сожалению количество торгующих фьючерсами на авиакеросин минимальное: фьючерсы на авиационное топливо торгуется в объеме порядка 10 контрактов (10 метрических тонн) в день. Однако, ситуация исправляется, поскольку теперь на СПбМТСБ появился фьючерсный инструмент страхования от неблагоприятных ценовых изменений для авиакомпаний и топливных компании. В течение 2013 года биржа планирует выйти на оборот фьючерсов по авиатопливу на 50 тыс. тонн в сутки.

На вопрос главы CREON Energy Фареса Кильзие, есть ли в принципе необходимость в том, чтобы на бирже осуществлялась торговля керосином, г-н Сергеев ответил, что такая возможность нужна, как минимум для того, чтобы обеспечить прозрачный ценовой индикатор на авиатопливо. Начальник отдела обеспечения ГСМ компании «Аэрофлот» Сергей Гозенко сообщил, что «Аэрофлот» закупает топливо на бирже с 2008 года, объем закупок на сегодняшний день составляет от 150 до 270 тыс. тонн в год. Биржевые механизмы компания использует для понимания уровня цен на внутреннем рынке. Поскольку около 85% закупок идет с привязкой к котировкам Platts, чтобы понимать, насколько стоимость соответствует ценам внутреннего рынка, часть объемов закупается на СПбМТСБ.

На вопрос участников о том, как планируется подтверждать качество топлива, торгуемого на бирже, после отмены сертификации и вступлении в силу технического регламента, господин Сергеев ответить не смог.

По словам ведущего специалиста по реализации нефтепродуктов «Новотэк-трейдинг» Ивана Западаева, доля биржевых продаж в объеме реализации авиационного керосина (ТС 1) в 2012 году составила 18%, в абсолютном выражении 1,785 тыс. тонн. Это очень хороший результат, для сравнения по бензинам этот показатель колеблется на уровне 7-8%. Лидером среди российских бирж по торговле керосинами является СПбМТСБ, которая охватывает 93% рынка, у СПБ – 6%, ММТБ – 1%.

Среди плюсов торговли авиатопливом на бирже Иван Западаев отметил прозрачность ценообразования на продукт и 100%-ную гарантию поставки.

Далее аудитории мероприятия был представлен целый ряд технических докладов. Так, Константин Шаталов, начальник отдела квалификационных испытаний топлив и масел ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны России» рассказал собравшимся об особенностях оценки соответствия топлив для реактивных двигателей, поставляемых по государственному оборонному заказу.

Заведующий лабораторией развития гидрокаталитических процессов нефтепереработки ООО «РН-ЦИР» Вадим Фадеев представил слушателям технологию получения реактивных топлив из природного и попутного нефтяного газа. На сегодняшний день в России не существует реализованного в промышленном масштабе производства синтетических моторных и авиационных топлив. Однако в «РН-ЦИР» такая технология уже создана и опробована не только в лабораторном, но и в пилотном масштабе. Опытные образцы топлив прошли успешные испытания в 25 ГосНИИ и ЦИАМ. Начато промышленное внедрение на принадлежащем корпорации «Роснефть» Новокуйбышевском НПЗ. Среди основных факторов, сдерживающих развитие производства синтетических топлив, спикер назвал высокую стоимость проектов.

С докладом на тему «Химмотология – основа для выработки стратегии развития топливной энергетики в России на современном этапе» выступил Николай Малько, генеральный директор НПП «Центр химмотологических и экологических исследований». Заведующая отделом дизельных, печных, судовых, котельных топлив и присадок к ним «ВНИИ НП» Тамара Митусова рассказала о проблемах смешения керосина с дизельным топливом.

Своим мнением о положении дел в отрасли поделился Советник генерального директора ТЗК «Шереметьево» Павел Михеичев. По его словам, на сегодняшний день модель регулирования рынка авиационного топлива в России меняется. Государство отдает в руки бизнеса вопросы производства и качества авиатоплива. Ценообразование на авиакеросин и логистика его поставок будут направлены на соблюдение коммерческого интереса. Роль государства сведется к регулированию норм экологической безопасности и действию постановления Правительства РФ №599, открывающего свободный доступ компаниям для работы на территории естественных монополий аэропортов.

Относительно отмены сертификации ТЗК эксперт отметил, что планируется переход на международную систему, когда эксплуатанты сами выбирают качество авиатоплива и поставщиков, а также полностью отвечают за безопасность полетов. Существенным препятствием для внедрения такой системы на российском рынке он назвал отсутствие необходимых правил и норм, регулирующих взаимоотношения авиаперевозчиков, нефтяных компаний и остальных поставщиков топлива.



Автор: Creon Energy
Роснефть ввела в эксплуатацию магистральный нефтепровод проекта Восток Ойл
4 мин
7048
Источник: Официальный сайт Президента РФ

Роснефть ввела в эксплуатацию магистральный нефтепровод проекта Восток Ойл

В. Путин дал разрешение на отгрузку первой нефти в танкер-челнок Валентин Пикуль.

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В рамках проекта Восток Ойл введен в эксплуатацию новый магистральный нефтепровод (МНП), связавший месторождения Ванкорского кластера и Пайяхское месторождение с морским терминалом порта Бухта Север на Таймыре.
В церемонии по видеосвязи принял участие президент России В. Путин.

О реализации проекта главе государства доложил глава Роснефти И. Сечин, находившийся на территории порта Бухта Север. В ходе мероприятия В. Путин дал разрешение на отгрузку первой нефти в танкер-челнок Валентин Пикуль.

Восток Ойл рассматривается как один из крупнейших проектов по освоению новой нефтегазовой провинции в Арктике. Запуск магистрального нефтепровода обеспечивает выход добываемой нефти к Северному Ледовитому океану и создает инфраструктурную основу для дальнейшего развития проекта.

1-я очередь морского терминала Бухта Север рассчитана на перевалку 30 млн т/год нефти. После полного завершения строительства мощность порта должна существенно увеличиться, что позволит Бухте Север стать крупнейшим нефтяным портом в северных широтах.

«Сегодня видим конкретное воплощение масштабных планов по развитию Дальнего Востока, Арктических территорий, Трансарктического транспортного коридора и Северного морского пути. На одном из крупнейших арктических проектов - Восток Ойл - открыт магистральный нефтепровод. Первая нефть по нему пошла к Северному Ледовитому океану, к новому терминалу порта Бухта Север», - заявил В. Путин.

Президент отдельно отметил сложные условия строительства инфраструктуры на Таймыре.

«Знаю, что вам пришлось работать в условиях сильных морозов и штормовых ветров: строить для защиты бухты специальную дамбу, применять уникальные технологические решения. Однако, несмотря на трудности, проектировщики, управленцы, строители успешно справились с поставленными задачами», - сказал глава государства.

При реализации проекта, по словам В. Путина, учитывались современные экологические требования и необходимость сохранения арктической природной среды.

Восток Ойл увеличит грузопоток по Севморпути

Ввод нефтепроводной и портовой инфраструктуры должен способствовать росту объемов перевозок по Северному морскому пути (СМП).

По данным, приведенным президентом, в 2025 г. по Севморпути было перевезено около 37 млн т грузов. К концу текущего десятилетия показатель планируется увеличить до 70 млн т/год.

Развитие проекта Восток Ойл синхронизируется с формированием Трансарктического транспортного коридора (ТТК), который должен объединить транспортные маршруты Балтийского, Арктического и Дальневосточного регионов.

Для обеспечения круглогодичной навигации в Арктике Россия одновременно развивает ледокольный и грузовой флот, аварийно-спасательную инфраструктуру и спутниковую группировку. В частности, к 2030 г. отечественный ледокольный флот, как ожидается, пополнят 3 серийных универсальных атомных ледокола проекта Арктика и атомный ледокол Россия проекта Лидер.

«Реализация проекта Восток Ойл - это часть большой работы по развитию Сибири, Арктики, Дальнего Востока, в том числе по созданию Трансарктического транспортного коридора», - отметил В. Путин.

По его словам, развитие транспортной инфраструктуры должно создать условия не только для вывоза сырья, но и для реализации новых энергетических, промышленных и перерабатывающих проектов в Арктике.

Проект Восток Ойл и его логистика

  • флагманский проект Роснефти, реализуемый на п-ве Таймыр на севере Красноярского края и на Гыданском п-ве в Ямало-Ненецком автономном округе;
  • включает месторождения и участки недр Ванкорского кластера (Ванкорское, Сузунское, Тагульское и Лодочное), Пайяхской группы месторождений, Восточно-Таймырского кластера, Западно-Иркинского участка недр и других перспективных участков;
  • всего в составе проекта – 52 участка недр, в границах которых расположены 13 открытых месторождений углеводородов;
  • запасы углеводородов делают проект одним из крупнейших в мире – 6,5 млрд т нефти (47,7 млрд барр.) и порядка 10 трлн м3 газа;
  • нефть проекта премиальная, характеризуется крайне низким содержанием серы (от 0,01% до 0,1%, в 24 раза ниже меньше среднемирового уровня) и низкой плотностью (порядка 40° API).
Для такого объема и качества нефти было целесообразно организовать сдачу нефти не в систему магистральных нефтепроводов Транснефти, а сформировать отдельный логистический маршрут с отгрузкой нефти через порт Бухта Север по СМП в западном и восточном направлениях.

Формирование проекта и объединение активов, в т.ч. действующих месторождений Ванкорского кластера, вокруг будущего Восток Ойла началось в 2019 г. Реализация проекта предполагает строительство новых объектов транспортировки и отгрузки нефти:
  • нефтяного терминала Порт Бухта Север,
  • МНП Ванкор – Пайяха – Бухта Север протяженностью 790 км,
  • нефтеперекачивающих станций (НПС),
  • приемосдаточного пункта с резервуарным парком.
Выступая на годовом общем собрании акционеров (ГОСА) Роснефти 19 июня 2026 г. глава компании И. Сечин сообщил, что прокладка нефтепровода Ванкор – Пайяха – Бухта Север завершается. Отчитавшись за 1е полугодие 2026 г., Роснефть уточнила, что в конце июля началось поэтапное заполнение нефтью трубопроводной системы.

Нефтегаз.РУ напоминает, 1я очередь порта Бухта Север планировалась к запуску в 2024 г. с объемом 30 млн т/год. Однако с учетом обязательств России в рамках ОПЕК+, в т.ч. добровольных дополнительных сокращений добычи, Роснефть перенесла запуск на 2026 г.

На следующих этапах планируется постепенное наращивание добычи и отгрузок нефти (по первоначальному плану):
  • до 50 млн т/год в 2027 г.,
  • 100 млн т/год в 2030 г.,
  • 115 млн т/год в 2033 г.
Читать полностью
Российские ученые предложили формулы для экономии бензина
2 мин
6990

Российские ученые предложили формулы для экономии бензина

Новые расчеты позволят повысить мощность и надежность моторов при снижении затрат на испытания.

Великий Новгород, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Специалисты Новгородского государственного университета совместно с коллегами из Санкт-Петербургского и Российского государственного аграрного университетов доработали математические выражения для прогнозирования детонации в бензиновых силовых агрегатах.
Об этом сообщила пресс-служба НовГУ.

Как пояснил один из авторов работы, доцент кафедры автомобильного транспорта НовГУ А. Капустин, топливно-воздушная смесь, сгорающая в цилиндре, необходима для работы мотора так же, как кислород и топливо для огня. Она бывает трех типов. Стехиометрическая предполагает ровно столько бензина, сколько нужно для полного сгорания кислорода из воздуха, для бензина это около 1 части горючего на 14,7 частей воздуха. Богатая смесь содержит больше топлива, чем требуется, дает прирост мощности, но увеличивает расход. Бедная смесь, наоборот, имеет избыток воздуха и недостаток бензина, она экономичнее и меньше подвержена детонации.

А. Капустин отметил, что современные двигатели все чаще переводят на бедные смеси ради экономии топлива. Однако прежняя формула Дауда и Ейза, одна из самых известных для расчета детонации, корректно работает только со стехиометрической смесью и дает ошибки для бедных режимов.

Чтобы устранить этот недостаток, исследователи ввели в формулу коэффициент избытка воздуха, который показывает отклонение состава смеси от стехиометрического. Кроме того, они впервые учли турбулизацию заряда - искусственное завихрение топливно-воздушной смеси в цилиндре. Как пояснил А. Капустин, закрученная смесь сгорает быстрее и равномернее, что повышает мощность и экономичность, но при неверном расчете завихрения могут спровоцировать детонацию.

В результате появились новые формулы для бензина с октановыми числами 92 и 100. Они действуют именно в том диапазоне бедных смесей, где старые расчеты ошибались: при содержании воздуха на 20-80% больше идеальной пропорции.

Ученый подчеркнул, что новые формулы особенно ценны в условиях топливного дефицита, так как экономят ресурсы на этапе проектирования новых бензиновых поршневых моторов. Разработчикам не нужно собирать десятки опытных образцов с разной степенью сжатия и проводить дорогостоящие стендовые испытания. Достаточно выполнить программный расчет, выбрать оптимальный вариант и проверить всего один-два двигателя.

Также формулы помогут при переводе серийных дизелей на природный газ (метан), где сжигаются бедные смеси, а дизельное топливо используется только для воспламенения. Предварительные расчеты по детонации значительно снизят затраты на экспериментальную доводку.

А. Капустин добавил, что раньше точных формул для бедных смесей не существовало. Теперь можно точно определять условия, при которых детонации не будет, что позволяет экономить топливо и проектировать более мощные и надежные двигатели без лишних расходов.

Детонация - это неконтролируемое взрывное сгорание топливно-воздушной смеси в камере сгорания. Она вызывает ударные нагрузки на поршневую группу и может привести к серьезным поломкам двигателя, поэтому точный расчет условий ее возникновения критически важен для обеспечения надежной работы мотора.


Автор: А. Шевченко
Читать полностью
Турция заполнила газовые хранилища перед зимой
1 мин
10814

Турция заполнила газовые хранилища перед зимой

По оценке профильного министерства, запасов топлива достаточно для бесперебойного прохождения отопительного сезона.

Анкара, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Турция завершила закачку природного газа в подземные резервуары накануне зимнего периода.
Об этом в пятницу заявил министр энергетики страны А. Байрактар.

Он отметил, что объекты хранения полностью заполнены топливом, поэтому угроз для энергетической безопасности не прогнозируется.

Ключевыми поставщиками трубопроводного газа для Турции выступают Россия, Азербайджан и Иран.

С осени 2024 г. государственная нефтегазовая структура Botas заключила долгосрочные контракты на прием сжиженного природного газа с женевской Mercuria. Общий объем поставок за двадцатилетний период достигнет эквивалента 70 млрд м3. Аналогичные договоренности подписаны с рядом других участников рынка, включая американскую ExxonMobil, британскую Shell и французскую TotalEnergies.

В конце ноября 2025 г. А. Байрактар подчеркивал, что Анкара не намерена отказываться от закупок у России, назвав ее надежным партнером. По сведениям Управления по регулированию энергорынков Турции, в 2024 г. на российскую нефть пришлось 66% всего импорта этого сырья в страну, а на российский газ - 41%.

Подземные хранилища позволяют Турции сглаживать сезонные колебания спроса и поддерживать устойчивость энергосистемы в периоды пиковых нагрузок. Страна также развивает мощности по приему сжиженного газа, стремясь диверсифицировать источники топлива.


Автор: А. Шевченко
Читать полностью
Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxxbLr7A

Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwWhXMr

Спецпроект

Новые подходы к безопасности ТЭК

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwEVgQY

Спецпроект

ВСЕЛЕННАЯ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ТЭК

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: LdtCKGmYo

Спецпроект

МЫ СТРОИМ ИСТОРИЮ

Спецпроект

МОРЕ БЕЗ СЕРЫ: ПЕРСПЕКТИВЫ ECO‑БУНКЕРОВКИ

Спецпроект

Как российская нефтянка подготовилась к новой безуглеродной реальности

Спецпроект

Рациональная экология

Спецпроект

Проект «ПАЛЕОЗОЙ». ТРИЗы в Томской области

Спецпроект

Колтюбинг нового поколения

Спецпроект

Территория перспектив

Спецпроект

Юбилей «ТНГ-Групп»: развитие в непрерывной трансформации

Спецпроект

Тайны Сахалина

Спецпроект

Национальный драйвер развития отрасли

Спецпроект

Конгресс PRC Russia&CIS в Санкт-Петербурге

Спецпроект

Национальный продукт: Отечественные катализаторы

Спецпроект

Запасы будущего: Ачимовские горизонты

Спецпроект

Цифровизация Российского ТЭК. Взгляд в будущее: Индустрия 4.0

Спецпроект

Ямал — сердце нефтегазовой отрасли России

Спецпроект

Нефть на шельфе: трансформация добычи

Спецпроект

Трест Коксохиммонтаж: путь развития на стройках века

Спецпроект

Газ в пласт! Зеленые технологии для голубого топлива

Газпром нефть и УГНТУ утвердили стратегию сотрудничества до 2030 года
2 мин
17230
Источник: Газпром нефть

Газпром нефть и УГНТУ утвердили стратегию сотрудничества до 2030 года

Партнеры сосредоточатся на создании цифровых решений для удаленных промыслов.

Уфа, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Газпром нефть и Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ) согласовали план совместной работы на период до 2030 г.
Об этом сообщила пресс-служба Газпром нефти.

Стороны намерены объединить усилия для создания технологических и цифровых инструментов, предназначенных для автономных месторождений, освоения трудноизвлекаемых запасов и увеличения нефтеотдачи.

Совместная работа будет направлена на решение прикладных задач российского топливно-энергетического комплекса, связанных с разработкой труднодоступных участков в Восточной и Западной Сибири, сложными запасами и повышением отдачи на зрелых промыслах.

Приоритетными направлениями станут цифровые двойники, математическое моделирование и программные продукты на основе искусственного интеллекта. Они будут использоваться для поиска углеводородов, прогнозирования ресурсной базы, а также сопровождения буровых работ и добычи.

Одним из главных результатов партнерства должен стать запуск инженерной платформы для автономного управления удаленными и арктическими активами.

Взаимодействие будет организовано на базе научно-образовательного центра Газпромнефть-УГНТУ в Уфе. Эта площадка объединяет научные коллективы вуза и технологическую экспертизу компании для решения производственных задач.

Отдельное направление сотрудничества связано с подготовкой молодых специалистов. Студенты, аспиранты и исследователи смогут участвовать в совместных проектах, проверять научные гипотезы и создавать прототипы цифровых и инженерных решений для нефтегазовой отрасли.

Руководитель Научно-технического центра Газпром нефти А. Ситников отметил, что будущее отрасли связано с развитием интеллектуальных и автономных производственных систем. По его словам, у компании есть опыт применения цифровых двойников, искусственного интеллекта и автоматизированного оборудования на месторождениях. Он добавил, что объединение фундаментальных исследований, инженерных компетенций и понимания производственных процессов позволяет создавать технологии, отвечающие реальным потребностям отрасли.

Ректор УГНТУ О. Баулин указал, что Газпром нефть формирует практический запрос на технологии нового поколения. Он подчеркнул, что для университета особенно значима возможность совмещать фундаментальные исследования, инженерную школу и опыт высокотехнологичной компании. По его оценке, масштаб задач топливно-энергетического комплекса требует объединения усилий науки и бизнеса, а общая стратегия позволит последовательно превращать научные идеи в востребованные промышленностью технологии.

Автономные системы управления нефтегазовыми объектами приобретают все большее значение по мере переноса добычи в отдаленные районы с суровым климатом. Подобные решения позволяют сокращать присутствие персонала на опасных участках, снижать операционные расходы и повышать безопасность производственных процессов.


Автор: А. Шевченко
Читать полностью
Цена топлива в США обновила исторический максимум на фоне дефицита поставок
2 мин
34312

Цена топлива в США обновила исторический максимум на фоне дефицита поставок

2026 год может стать самым дорогим годом в истории американского рынка дизеля.

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Средняя розничная цена дизельного топлива в США достигла исторического максимума на фоне сокращения мировых поставок дистиллятов и усиления геополитической напряженности, сообщил Reuters.

По данным сервиса GasBuddy, 3 сентября 2026 г. цена дизельного топлива в стране выросла до 5,820 долл. США/галлон, превысив предыдущий рекорд, установленный в июне 2022 г. после начала конфликта на Украине.

Предыдущий максимум составлял 5,819 долл. США/галлон и был зафиксирован 17 июня 2022 г.

Средняя цена дизельного топлива в США удерживается выше отметки 5 долл. США/галлон с 15 июля. По оценке руководителя нефтяного анализа GasBuddy Патрика Де Хаана, 2026 г. может стать самым дорогим годом в истории американского рынка дизельного топлива.

Спрос может продолжить расти

Участники рынка ожидают дальнейшего повышения цен из-за сезонного роста потребления дизтоплива.

В Северном полушарии начинается период уборки урожая, что увеличивает спрос со стороны сельскохозяйственного сектора. Одновременно страны Южного полушария готовятся к посевной кампании. Дополнительным фактором становится приближение отопительного сезона: мазут, используемый для отопления, относится к той же группе дистиллятов, что и дизель.

С начала военного конфликта США и Израиля с Ираном 28 февраля стоимость дизельного топлива в США увеличилась примерно на 55%.

Ближний Восток и Россия

Рост цен связан с усилением опасений относительно глобального предложения дистиллятов. До начала конфликта через страны Персидского залива проходило около 900 тыс. барр./сутки дизельного топлива и порядка 350 тыс. барр./сутки авиакеросина. Это соответствовало примерно 10% и 20% мировых морских поставок соответственно.

Дополнительное давление на рынок оказывают перебои в работе российских нефтеперерабатывающих предприятий. Атаки украинских беспилотников на российские НПЗ привели к сокращению доступного экспортного предложения. Россия, в свою очередь, ввела запрет на экспорт дизельного топлива до 30 сентября, стремясь обеспечить внутренний рынок.

О дефиците предложения свидетельствует и динамика так называемого дизельного крэк-спред (crack spread) - разницы между стоимостью дизельного топлива и ценой сырой нефти, которая используется как индикатор маржинальности нефтепереработки. Значение показателя 2 сентября 2026 г. достигло рекордных 108,02 долл. США/барр.

Запасы близки к историческим минимумам

Средние запасы дистиллятов в США в августе оказались на самом низком уровне для этого месяца с 1982 г., свидетельствуют данные EIA. Особенно напряженная ситуация складывается на Восточном побережье США. По состоянию на 28 августа запасы дистиллятов в регионе сократились до 19,3 млн барр. - минимального уровня за всю историю доступного ряда данных EIA, ведущегося с 1990 г.
Читать полностью
Индийская ONGC оценивает перспективы работы в Венесуэле
3 мин
19122

Индийская ONGC оценивает перспективы работы в Венесуэле

Нефтяная активность в Венесуэле не в последнюю очередь связана с приездом министра энергетики США Криса Райта.

Каракас, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Группа специалистов из международного инвестиционного подразделения индийской энергетической компании Oil & Natural Gas Corp. (ONGC) находится в Венесуэле для оценки нефтяных активов после того, как США предоставили ей лицензию на деятельность в этой стране.

10 специалистов ONGC приехали в Венесуэлу 1 сентября 2026 года на 1 неделю.

Индусы планируют посетить нефтяные месторождения и встретиться с представителями энергетического сектора Венесуэлы. Это первый подобный визит за последние годы.

В июле 2026 года ONGC Videsh Ltd (OVL), дочка ONGC, получила новую лицензию OFAC США. Официальное подтверждение об одобрении было анонсировано финансовым директором ONGC Анупамом Агарвалом во время телефонной конференции по итогам первого квартала финансового года 5 августа 2026 года. Это снимает ограничения, связанные с санкциями, и позволяет компании возобновить нефтегазовые операции в Венесуэле, где она владеет долями участия в проектах Сан-Кристобаль и Карабобо-1.

Компания также ведет переговоры о подписании рамочного соглашения с Венесуэлой и заинтересована в том, чтобы стать оператором обоих проектов, заявил Генеральный директор OVL Раджарши Гупта поведал журналистам в городе Нью-Дели ранее на этой неделе: Мы считаем, что оба актива имеют существенную вероятность и возможность многократного увеличения добычи.

Р. Гупта заявил, что компания OVL ведет переговоры с Венесуэлой на самом высоком уровне о налоговых условиях, условиях эксплуатации и состоянии недр для проведения оценки. Ожидается, что это рамочное соглашение и последующие детальные соглашения, которые предусматривают передачу операций и модернизацию производства, будут заключены в ближайшее время.

Есть нюанс, о котором Р. Гупта не упомянул. Компания активно ведет переговоры о взыскании более 500 млн долл. США накопленных и невыплаченных дивидендов из Венесуэлы, которые могут быть выплачены наличными или путем распределения нефти.

Carabobo

Заявка на операторство - это серьезное заявление OVL, поскольку Carabobo 1, - 4е по величине наземное нефтяное месторождение в мире, содержащее 31 млрд барр нефти. Добыча там начата в конце 2012 г. в рамках СП Petrocarabobo с долей участия PDVSA - 60%, Repsol -11%, Petronas - 11%), ONGC Videsh -11%, Indian Oil Corporation - 3,5%) и Oil India -3,5%. В 2013 г Petronas объявила о выходе из проекта.

Carabobo - это большой нефтяной проект, который разрабатывается на суше в Венесуэле.

Для проекта Carabobo-2 в мае 2013 г. было создано СП Petrovictoria с долей участия PDVSA - 60% и Роснефти - 40%. Однако пока нет информации о том, что США предоставили лицензию Роснефти на работу в Венесуэле.

San Cristóbal

После получения лицензии от OFAC США компания OVL сразу заявила, что планируется инвестировать 200 млн долларов в восстановление нефтяного месторождения Сан-Кристобаль, где ONGC Videsh владеет 40% акций, а государственная компания PDVSA - оставшимися 60%. Текущая добыча составляет до 5000 барр./сутки нефти.

OVL

ONGC Videsh управляет 32 проектами в 15 странах.

ONGC Videsh имеет долю в 32 нефтегазовых проектах в 15 странах: Азербайджан (2 проекта), Бангладеш (2 проекта), Бразилия (2 проекта), Колумбия (4 проекта), Иран (1 проект), Ирак (1 проект), Ливия (1 проект), Мозамбик (1 проект), Мьянма (6 проектов), Россия (3 проекта), Южный Судан (2 проекта), Сирия (2 проекта), ОАЭ (1 проект), Венесуэла (2 проекта) и Вьетнам (2 проекта).

Официоз

Визит совпадает с прибытием 1 сентября в Венесуэлу министра энергетики США Криса Райта. Он активизирует подписание соглашений, направленных на развитие нефтяных месторождений страны. Это направлено отчасти для снижения давления на мировые цены на нефть, которые резко выросли из-за конфликта США с Ираном в Ормузском проливе. Определенные подвижки уже есть - PDVSA подписала 25-летний контракт на участие в добыче с нефтяной компанией GeoPark и группой Gilinski для эксплуатации нефтяного месторождения Bare в Венесуэле.

Читать полностью
Расширение нефтепроводов Казахстан - Китай оценивается в 327 млн долл. США
1 мин
24108
Источник: Leonid_Eremeychuk/Fotobank-Fotodzhenika

Расширение нефтепроводов Казахстан - Китай оценивается в 327 млн долл. США

Участниками проекта выступают КазТрансОйл, Северо-Западная трубопроводная компания МунайТас и ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод.

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость проекта по расширению участков магистральной системы нефтепроводов Казахстан - Китай оценивается в 327 млн долл. США, или около 176,7 млрд тенге. Для финансирования проекта планируется привлечь заемные средства, следует из материалов КазТрансОйла (КТО).

Проект предусматривает увеличение пропускной способности нефтепроводов:
  • Кенкияк - Атырау до 15 млн т/год;
  • Кенкияк - Кумколь до 20 млн т/год нефти.
Реализация проекта запланирована на 2026–2030 гг. В рамках работ предполагается строительство пяти нефтеперекачивающих станций (НПС).

Участниками проекта выступают КазТрансОйл, Северо-Западная трубопроводная компания МунайТас и ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод.

В компании МунайТас 51% принадлежит КазТрансОйлу, еще 49% - китайской CNPC. В ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод доли распределены между КазТрансОйлом и CNODC в соотношении 50% на 50%.

Ранее национальная компания КазМунайГаз сообщала о начале совместно с CNPC разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) расширения двух участков.

МНП Кенкияк - Кумколь

  • входит в систему магистральных нефтепроводов Казахстан - Китай;
  • строительство осуществлялось в соответствии с межправительственным рамочным соглашением Казахстана и Китая о развитии сотрудничества в нефтегазовой сфере от 17 мая 2004 г.;
  • был введен в эксплуатацию в 2009 г.;
  • протяженность составляет 794,2 км;
  • проектная мощность - 10 млн т/год нефти.

МНП Кенкияк - Атырау

  • введен в эксплуатацию в 2003 г.;
  • проходит по территории Актюбинской и Атырауской областей;
  • может работать в режимах прямой и обратной перекачки.
  • участок обеспечивает транспортировку нефти в направлении МНП Узень - Атырау - Самара и КТК, а также поставки западноказахстанского сырья на НПЗ Шымкента и Павлодара и по экспортным направлениям;
  • текущая проектная мощность - 6 млн т/год.
Таким образом, совокупное увеличение проектной мощности двух участков системы Казахстан - Китай составит 19 млн т/год - с 16 млн до 35 млн т.
Читать полностью
Еврокомиссия может снизить требование по заполнению ПХГ в ЕС до 75%
1 мин
25312

Еврокомиссия может снизить требование по заполнению ПХГ в ЕС до 75%

Средний уровень заполнения ПХГ в странах ЕС на текущий момент составляет около 65%.

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Еврокомиссия готова предоставить странам ЕС дополнительную гибкость при подготовке к отопительному сезону и снизить требуемый уровень заполнения подземных хранилищ газа (ПХГ) с 90% до 75%, если отдельные государства не смогут достичь установленных показателей.
Об этом заявила представитель Еврокомиссии А.-К. Итконен на брифинге в Брюсселе.

Согласно действующим нормам ЕС, к началу отопительного сезона, который длится с 1 октября по 30 апреля, газовые хранилища должны быть заполнены на 90%. При этом ранее Еврокомиссия сообщала государствам-членам, что в текущем году уровня в 80% будет достаточно для прохождения зимнего периода.

Дополнительный механизм гибкости позволяет Еврокомиссии специальным решением уменьшить установленный показатель еще на 5 процентных пунктов. Таким образом, минимальный уровень заполнения ПХГ для отдельных стран может составить 75%.

«В законодательстве ЕС прописана цель достижения к отопительному сезону уровня запасов в 90%. Еврокомиссия в этом году сообщила странам ЕС, что 80% к зимнему сезону будет достаточно. Кроме того, нормы ЕС предусматривают возможность снизить требуемый уровень запасов еще на 5% специальным решением Еврокомиссии, что позволит нам прийти к 75%», - заявила Итконен.

По ее словам, такой механизм может быть применен в отношении стран, которые не успеют довести запасы до необходимого уровня, в том числе Германии.

Запасы газа в ЕС достигли 65%

При этом Еврокомиссия пока не считает необходимым задействовать дополнительный механизм снижения нормы.

«Сейчас мы не считаем это необходимым», - отметила представитель Еврокомиссии.

По состоянию на 4 сентября 2026 г. средний уровень заполнения ПХГ в странах ЕС составляет около 65%.

Решение о возможном снижении требований будет иметь значение для европейского газового рынка в преддверии отопительного сезона, поскольку темпы закачки газа и объем доступных запасов напрямую влияют на способность стран ЕС обеспечивать внутренний спрос в зимний период.

За зимний период ЕС полностью исчерпал летние запасы и отобрал почти 7 млрд м3 газа из запасов прошлых лет.
Читать полностью
Grupo Gilinski и GeoPark договорились о совместной разработке нефтяного месторождения Bare в Венесуэле
, Обновлено 5 сентября 07:38
3 мин
31728

Grupo Gilinski и GeoPark договорились о совместной разработке нефтяного месторождения Bare в Венесуэле

Соглашение рассчитано на 25 лет.

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Государственная нефтяная компания PDVSA подписала 25-летний контракт на участие в добыче (CPP) с нефтяной компанией GeoPark и группой Gilinski для эксплуатации нефтяного месторождения Bare в Венесуэле.

О подписании соглашения стало известно в ходе церемонии, транслировавшейся по государственному телевидению Венесуэлы. В мероприятии приняли участие председатель Grupo Gilinski Х. Гилински и временный президент Венесуэлы Д. Родригес. Также присутствовали министр углеводородов Паула Энао, президент PDVSA Эктор Обрегон и вице-президент государственной нефтяной компании Хованни Мартинес, ответственный за подписание соглашения.

Развитие месторождения Bare будет осуществляться совместно с PDVSA в рамках 25-летнего соглашения. При этом конкретные параметры добычи, объем инвестиций и сроки выхода проекта на целевые показатели в опубликованной информации не раскрываются.
На пике на месторождении добывалось до 100 000 барр/сутки нефти, сейчас - около 11 000 барр/сутки. GeoPark амбициозно заявила о желании довести добычу до 95 000 барр/сутки и удержать стабильную добычу в течение 10 лет.

Соглашение стало очередным договором с международными нефтяными компаниями по расширению присутствия в нефтегазовом секторе Венесуэлы.

Частная компания GeoPark, контрольный пакет которой принадлежит Grupo Gilinski, намерена задействовать техническую экспертизу для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) на месторождении Bare. Компания также возьмет на себя 100% капитальных вложений для значительного увеличения объема добычи в ближайшие годы.

«GeoPark обладает необходимым техническим опытом для ответственного повышения коэффициента извлечения нефти на месторождении Bare, а также финансовыми возможностями, необходимыми для принятия на себя всех капитальных затрат по этому проекту», - заявил Х. Гилински.

По его словам, соглашение выходит за рамки обычной коммерческой сделки. Ранее компания неоднократно заявляла о своей цели стать крупнейшей частной нефтедобывающей структурой в регионе, используя свои активы в аргентинском сланцевом месторождении Вака-Муэрта.

В рамках Программы развития нефтедобычи (CPP) компания GeoPark, как оператор, будет иметь чистую экономическую долю в размере 65%. Оператор имеет права на прямую продажу и монетизацию углеводородов, доступ к критически важной инфраструктуре, а также подчиняется положениям об оперативном контроле, механизмам экономического перебалансирования и гарантиям компенсации, призванным смягчить операционные сбои.

Таким образом, компания располагает ликвидными средствами в размере приблизительно 700 млн долларов США, а также гарантированными или согласованными источниками финансирования, включая приблизительно 310 млн долларов США в виде денежных средств.

Ожидается, что добавление месторождения Bare и увеличение добычи на месторождении Vaca Muerta в Аргентине потенциально позволит довести добычу на GeoPark до 75–85 тыс. баррелей нефтяного эквивалента (бнэ)/сутки к 2030 году, что примерно в 2,7 раза превышает текущий уровень добычи компании.

Официоз

Соглашение по Bare стало частью серии договоренностей, заключенных Венесуэлой с международными нефтегазовыми компаниями в последнее время. Компании рассматривают возможность расширения существующих проектов и начала новых операций в стране.
Для стимулирования активности компаний 1 сентября в Венесуэлу прибыл министр энергетики США Крис Райт.

Отдельно от этих соглашений находится договоренность между американскими и венесуэльскими властями, предусматривающая предоставление США доступа к 17 нефтяным месторождениям Венесуэлы.

Месторождение Bare

  • находится в штате Ансоатеги (Anzoátegui), примерно в 70 км к северу от реки Ориноко;
  • входит в нефтеносный пояс Ориноко (конкретно - в блок Аякучо);
  • фонд скважин - примерно 1100 ед.;
  • здесь добывают сверхтяжелую нефть (около 9 °API, вязкость примерно 49 250 сП);
  • из-за такой консистенции нефть сложно перекачивать - часто требуется разбавление более лёгкой нефтью, что повышает себестоимость;
  • по оценкам на 2015–2016 гг., доказанные запасы составляли порядка 1,8 млрд барр. нефти. Нынешняя оценка запасов нефти - 15,7 млрд баррелей;
  • объем накопленной добычи нефти - 700 млн баррелей;
  • текущая добыча приближается к 11 000 барр/сутки, потенциальный объем добычи - до 95 000 барр/сутки;
  • ожидаемый период стабильной работы на полке - 10 лет с объемом 55 000–62 000 барр/сутки;
  • проект изначально развивала государственная компания Petróleos de Venezuela (PDVSA);
  • в рамках CPP предусматривается совокупная чистая добыча на месторождении в объеме приблизительно 400 млн баррелей, что позволит увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 4–5% до 8–9%.

Подпишитесь

Читать полностью