Багдад, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Министерство нефти Ирака подписало с американской Chevron соглашение о предоставлении технических консультационных услуг государственной Basra Oil Company (BOC) в рамках разработки нефтяного месторождения West Qurna-2 (Западная Курна-2).
Об этом сообщает пресс-служба ведомства.

В соответствии с соглашением Chevron будет предоставлять техническую экспертизу, данные для оценки проекта и инженерные рекомендации. Документ подписан на период переговоров между Chevron и BOC о передаче американской компании функций оператора месторождения.

West Qurna-2 является одним из крупнейших нефтяных месторождений Ирака. Извлекаемые запасы оцениваются примерно в 14 млрд барр. Добыча составляет около 460 тыс. барр./сутки, с возможностью увеличения до 800 тыс. барр./сутки.

В 2025 г. BOC временно приняла на себя управление месторождением после ухода ЛУКОЙЛа. Российский оператор прекратила работу в рамках проекта после введения США санкций.

В феврале иракские власти предоставили Chevron один год на завершение эксклюзивных переговоров о передаче операторских функций. Таким образом, переговоры могут продолжаться до февраля 2027 г. Одним из основных требований американской компании является изменение условий действующего сервисного контракта, в том числе повышение его рентабельности, перед возможным приобретением доли ЛУКОЙЛа в проекте.


Нефтегаз.РУ напоминает, что Западная Курна-2 относится к числу проектов, по которым Ирак заключал сервисные контракты с иностранными нефтяными компаниями после 2003 г. Впоследствии иракские власти стали чаще использовать соглашения, предусматривающие раздел прибыли с международными нефтегазовыми компаниями.

Сервисный контракт по Западной Курне-2 продолжает действовать.Он был заключен в 2010 г., а в 2023 г. продлен на 10 лет, до 2045 г. По данным отраслевых источников, его доходность остается одной из самых низких среди аналогичных контрактов в Ираке.

ЛУКОЙЛ полностью финансировал затраты по проекту. После завершения компенсации исторических затрат компания получала возмещение текущих расходов в виде доли добытой нефти. Кроме того, ЛУКОЙЛ получал вознаграждение в размере своей доли участия – 75% – от установленной контрактом суммы 1, 15 долл. США/барр. добытой нефти с уплатой налога на прибыль.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. На Омском нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) Газпром нефти подвели итоги ежегодного конкурса профессионального мастерства «Лучший по профессии». В 2026 г. в соревнованиях приняли участие более 900 человек, а в финал вышли 53 специалиста и студента.
Об этом сообщила пресс-служба Газпромнефть-ОНПЗ.

Финалисты в течение трех дней проходили теоретические и практические испытания. Участники демонстрировали навыки оказания первой помощи, выполняли задания на компьютерных тренажерах и решали кейсы, связанные с бизнес-процессами. Такой формат позволил оценить не только теоретическую подготовку конкурсантов, но и их способность применять знания на практике.

Впервые в профессиональных соревнованиях ОНПЗ участвовали студенты Омского промышленно-экономического колледжа и Университетского химико-механического колледжа Сибирского казачьего института технологий и управления.

Победителями стали:

• среди операторов технологических установок - Андрей Гуринович,
• среди лаборантов химического анализа - Анастасия Солнцева,
• среди старших операторов технологических установок (старших) - Владимир Хомиченко,
• среди операторов товарных - Евгений Могилев,
• среди машинистов компрессорных установок - Александр Вервейн,
• среди студентов первое место занял Макар Захаров.

Победителей и призеров заводского конкурса чествовали в цифровом образовательном пространстве «Школа 21».


По ее словам, важную роль играет обмен знаниями между молодыми специалистами и опытными наставниками, что способствует формированию профессионального и сплоченного коллектива.


Он отметил, что конкурс профессионального мастерства позволяет специалистам совершенствовать навыки и раскрывать профессиональный потенциал.

Напомним, что конкурс «Лучший по профессии» является частью системы подготовки и развития кадров для нефтеперерабатывающего производства. Участники получают возможность оценить свои профессиональные навыки, обменяться опытом с коллегами и повысить уровень мастерства.
Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Нефтеналивной танкер Академик Губкин типа Афрамакс принял партию нефти с проекта Восток Ойл компании Роснефть.
Об этом свидетельствуют данные сервисов отслеживания судов.

Академик Губкин (IMO 9842190) 12 сентября покинул терминал порта Бухта Север с партией нефти объемом более 100 тыс. т. на борту. В настоящее время судно направляется в сторону Кольского залива. Конечной точкой маршрута станет Мурманск, куда судно, согласно предварительным данным, должно прибыть 16 сентября.

Таким образом, с проекта Восток Ойл уже отгружены две партии нефти. Роснефть 6 сентября объявила о запуске масштабного проекта, осуществив первую отгрузку сырой нефти с нового терминала Бухта Север на танкер-челнок Валентин Пикуль. Судно доставило первую партию нефти в Мурманск и завершило разгрузку в минувшие выходные.

Проект Восток Ойл предусматривает перевалку 30 млн т/год нефти с последующим увеличением мощности до 50 млн т к 2030 г. В перспективе новая инфраструктура позволит нарастить объем перевалки до 115 млн т нефти ежегодно.

Нефтегаз.РУ напоминает, 1^я 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.

Академик Губкин – четвертый крупнотоннажный танкер типа Афрамакс, построенный на судоверфи Звезда. Церемония имянаречения судна состоялась в рамках VII Восточного экономического форума (ВЭФ-2022). После церемонии танкер вышел из акватории Большого Камня в свой первый рейс.

Проект Восток Ойл

• 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).

Логистика

Формирование проекта Восток Ойл и консолидация вокруг него активов, включая действующие месторождения Ванкорского кластера, начались в 2019 г. В рамках реализации проекта предусмотрено создание новой инфраструктуры для транспортировки и отгрузки нефти, в том числе:

• нефтяного терминала Порт Бухта Север. Инфраструктура терминала включает нефтеналивные причалы, грузовые причалы и причал портофлота. В настоящее время эксплуатируется один нефтеналивной причал, рассчитанный на прием танкеров дедвейтом до 120 тыс. т;
• магистрального нефтепровода (МНП) Ванкор – Пайяха – Бухта Север общей протяженностью 790 км, из которых 440 км выполнены в двухниточном исполнении. В состав нефтепровода также входит подводный переход через реку Енисей протяженностью 6 км. Диаметр трубопровода составляет 820 мм;
• семи нефтеперекачивающих станций (НПС) на МНП Ванкор – Пайяха – Бухта Север. На участке Ванкор – Пайяха работают три станции: головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС) Ванкор, реконструированная в рамках проекта Восток Ойл, НПС Сузун и НПС на второй нитке участка Ванкор – Сузун. На участке Пайяха – Бухта Север расположены четыре НПС: ГНПС Пайяха, НПС-1, НПС-2 и НПС-3;
• приемосдаточного пункта (ПСП) Бухта Север с резервуарным парком. На момент ввода объекта в эксплуатацию были введены 14 резервуаров (РВС) объемом 30 тыс. м³ каждый. На первом этапе реализации проекта планируется довести количество резервуаров до 27 единиц, на втором — до 52 единиц. При выходе проекта на полное развитие резервуарный парк будет включать 102 единицы.

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

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Холдинг Швабе Госкорпорации Ростех модернизировал оптоволоконную систему связи для управления подводной добычей газа.
Об этом сообщила пресс-служба Ростеха.

Новая конфигурация позволяет напрямую соединять скважины с береговым комплексом без промежуточных разветвителей. Дальность линии составляет до 70 км, скорость передачи данных - до 10 Мбит/с.

Система обеспечивает обмен данными между береговым центром управления и оборудованием, расположенным на морском дне. Оператор:

• получает информацию о состоянии скважин;
• может дистанционно передавать команды для регулировки клапанов и перекрытия задвижек.

Для перехода на прямую схему специалисты Швабе модернизировали оптоэлектронный преобразователь в приемопередающем модуле. Он преобразует оптический сигнал в электрический для передачи команд исполнительным механизмам. Новые технические решения позволили увеличить пропускную способность линии при сохранении низкого уровня потерь сигнала.

Обновленное оборудование прошло испытания и планируется к применению при разработке одного из российских газовых месторождений. Как отметил руководитель приоритетного технологического направления «Технологии радиофотоники», генеральный директор НИИ Полюс им. М. Ф. Стельмаха В. Старцев, срок службы газодобывающего комплекса превысит 30 лет.

В Швабе также отмечают перспективы применения разработки в других проектах, в том числе на Дальнем Востоке и в Арктике. Система передачи и преобразования оптических сигналов разработана специалистами НИИ Полюс и войдет в состав отечественного подводного добычного комплекса для освоения перспективных газовых месторождений.

Напомним, что освоение Киринского и Южно-Киринского ГКМ на шельфе Сахалина предусматривает использование подводных добычных комплексов (ПДК). Однако если Киринское ГКМ разрабатывается зарубежными ПДК, то для находящегося под санкциями США Южно-Киринского НГКМ создается отечественное оборудование для подводной добычи.

Схема обустройства Южно-Киринского ГКМ предполагает строительство 37 скважин, объединенных в 17 эксплуатационных центров. Газосборная сеть морского технологического комплекса (МТК) обеспечит сбор пластового продукта от эксплуатационных центров по внутрипромысловым трубопроводам-шлейфам до сборных манифольдов, далее транспортировку до установки комплексной подготовки газа (УКПГ) берегового технологического комплекса (БТК) по газосборному коллектору, состоящему из морского и сухопутного участков. УКПГ БТК обеспечит промысловую подготовку газа Южно-Киринского ГКМ к магистральному транспорту. Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть продолжают повышаться после роста по итогам предыдущей сессии.

Нефтегазовые котировки

14 сентября 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на ноябрь на лондонской бирже ICE Futures выросла на 1,02%, до 105,68 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на октябрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подорожали на 1,34%, до 101,39 долл. США/барр.

15 сентября 2026 г. нефть дорожает. К 11:30 мск стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures выросла на 1,79%, до 107,57 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на октябрь подорожали на 1,91%, до 103,33 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США остаются вблизи 2,9 долл. США/млн БТЕ (103,8 долл. США/1000 м³). 14 сентября 2026 г. фьючерсы на природный газ на октябрь на электронных торгах NYMEX подорожали на 2,30% и составили 2,896 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 15 сентября котировки выросли на 0,10% и составили 2,899 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе остаются выше 1000 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 15 сентября торговались на уровне 81,875 евро/МВт·ч (1001,1 доллара США за 1000 м³), снижение по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составило 0,84%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть растут в ходе утренних торгов на фоне сохраняющихся опасений по поводу перебоев в поставках из-за обострения ситуации на Ближнем Востоке. Дополнительное давление на котировки оказывают сообщения о новых атаках хуситов на объекты Саудовской Аравии.

В понедельник хуситы заявили о нанесении масштабного удара по авиабазе на юго-западе Саудовской Аравии. Они также сообщили о намерении продолжать борьбу с просаудовскими силами до снятия блокады с подконтрольных движению районов Йемена.

«Трейдеры рассматривают каждое новое нападение или удар по инфраструктуре как дополнительный фактор риска для поставок», — отметил аналитик KCM Trade Т. Уотерер.

Ранее Саудовская Аравия приостановила работу нефтепровода Восток-Запад после атак с применением беспилотников. Магистраль используется для транспортировки нефти к порту Янбу на побережье Красного моря в обход Ормузского пролива.

«Ключевым вопросом для трейдеров сейчас являются сроки бездействия трубопровода Восток-Запад. Затянувшееся нарушение его работы и связанная с этим потеря поставок могут подтолкнуть цены выше», — написал Т. Уотерер.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 14 сентября 2026 г. в минусе:

• Dow Jones Industrial Average упал на 0,29%, до 52421,20 п.,
• Standard & Poor's 500 потерял 0,48% и составил 7619,98 п.,
• Nasdaq Composite уменьшился на 0,56%, до 26186,41 п.

US Dollar Index, рассчитываемый ICE (отражает динамику доллара США относительно 6 валют – евро, швейцарский франк, иена, канадский доллар, фунт стерлингов и шведская крона), к 11:30 15 сентября вырос на 0,26% и составил 99,360 п. Евро подешевел к доллару США на 0,12%, до 1,1536 долл. США/евро.

Bitcoin относительно стабилен. 15 сентября 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подешевел на 0,99% и составил 76,881 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. ExxonMobil остановила работу нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Joliet в штате Иллинойс мощностью 264 тыс. барр./сутки после сбоя электроснабжения, сообщает Reuters.

Отключение произошло около 15:30 (23:30 мск) по местному времени 13 сентября. Электроснабжение восстановили примерно в 19:00 (14 сентября, 03:00 мск), однако сбой привел к срабатыванию факельной системы безопасности и полной остановке предприятия.

Exxon Mobil оценивает состояние НПЗ, причины инцидента расследуются. По данным IIR Energy, после остановки специалисты стабилизируют работу технологических установок. Ожидается, что предприятие сможет вернуться к нормальной работе к концу текущей недели.

Joliet является одним из ключевых поставщиков топлива для Среднего Запада США. По данным Exxon Mobil, завод способен производить около 11 млн галлонов бензина и дизельного топлива в сутки.

Остановка НПЗ произошла на фоне напряженной ситуации на мировом топливном рынке. На поставки влияют военные действия вокруг Ирана и украинские атаки на российские нефтеперерабатывающие предприятия. Дополнительное давление на американский рынок оказывает высокий экспорт топлива, который сокращает внутренние запасы.

Средняя розничная цена дизельного топлива в США на прошлой неделе впервые превысила 6 долл. США/галлон. В Reuters отмечают, что продолжительные перебои в работе НПЗ могут усилить дефицит предложения и оказать дополнительное повышательное давление на цены.

НПЗ Joliet

• находится в г. Чаннахон, округ Уилл, штат Иллинойс, в 65 км к юго-западу от Чикаго;
• владелец - ExxonMobil;
• введен в эксплуатацию в 1972 г. (построен компанией Mobil Oil);
• один из самых новых НПЗ в США;
• мощность - 275 тыс. барр./сутки;
• доля в перерабатывающих мощностях Среднего Запада - около 6%;
• сырье - в основном канадская нефть, поставляемая по трубопроводам;
• НПЗ изначально проектировался под переработку канадской нефти специфического состава.

Напомним, что в июле 2024 г. торнадо и сильный шторм обесточили завод, вызвав аварийную остановку на несколько недель. Дефицит топлива был настолько серьезным, что EPA выпустила чрезвычайное освобождение от федеральных экологических требований к качеству бензина для Иллинойса, Индианы, Мичигана и Висконсина.

Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются только по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», транспортировка транзитом по газотранспортной системе (ГТС) Украины и другим маршрутам остановлена.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, выросла до 53 млн м³/сутки.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 14 сентября 2026 года составил 52,81 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 15 сентября, прокачка вырастет до 53,62 млн м³.

По данным оператора Булгартрансгаз (Bulgartransgaz), с 21 по 26 сентября прокачка через станцию «Странджа-2/Малкочлар» снизится до 270 млн кВт·ч/сутки (около 25 млн м³), что составляет примерно половину от обычной прокачки. На сайте не приводятся причины планируемого ограничения мощности. Нефтегаз.РУ напоминает, что уже на прошлой неделе наблюдалось значительное снижение прокачки: физический объем газа за газовые сутки 10 сентября 2026 года составил 39,6 млн м³.

С начала 2026 года поставки газа по этому маршруту на 2,75% превышают показатели аналогичного периода 2025 года, объем прокачки достиг 12,18 млрд м³ газа.

МГП «Турецкий поток» и его сухопутная часть на данный момент являются единственным маршрутом поставок российского трубопроводного газа в Европу, остальные маршруты остановлены:

• транзит газа по ГТС Украины через ГИС «Сохрановка» (точка входа на Украину магистрального газопровода «Союз») заблокирован украинской стороной 11 мая 2022 г.;
• через ГИС «Суджа» (точка входа на Украину из России магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород») прокачка прекращена с 1 января 2025 г. после истечения срока действия транзитного контракта;
• польский участок газопровода «Ямал – Европа» с 11 мая 2022 г. стал недоступен для «Газпрома» в связи с введением российских контрсанкций;
• газопровод «Северный поток -1» остановлен 31 августа 2022 г., а 26 сентября 2022 г. обе его нитки и одна из ниток не введенного в эксплуатацию газопровода «Северный поток-2» были повреждены в результате взрывов в Балтийском море.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

На юго-западе Европы сохраняется жара. Теплый фронт со стороны Испании и Франции продвигается в сторону центральной части региона. Так, жара установилась в Бельгии, Нидерландах и Германии. В Скандинавии установилась более умеренная осенняя погода, около 10 °C.

В сервисе Meteoalarm предупреждение об аномально высокой температуре желтого уровня опубликовано для Испании.

В ближайшие дни жара в Центральной Европе спадет. К концу недели наиболее высокая температура, около 30 °C, сохранится в Португалии, Испании, а также в Италии и на Балканах.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе резко упала. Согласно сервису WindEurope, 14 сентября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 6,5% спроса на электроэнергию в Европе. Днем ранее показатель достигал 15,6%.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 14 сентября 2026 года, подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 68,26%, в них находилось 72,87 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,23 п.п., днем ранее – на 0,26 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Дании (вела отбор), Швеции, Испании и Латвии (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 55,81%, во Франции – на 76,74%, в Австрии – на 67,1%, в Италии – на 84,45% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта «Газпрома» в Европе).

Текущий темп закачки свидетельствует о том, что уровень в 90% заполнения ПХГ достигнут не будет. ЕК готова снизить требуемый уровень заполнения ПХГ до 75% к 1 ноября.

За период отбора, завершившегося 31 марта, из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м³ газа. Сейчас в европейские ПХГ к зиме закачано 43,23 млрд м³ газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 23,09 млрд м³.

Газовые котировки в Европе по-прежнему превышают 1000 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 15 сентября торговались на уровне 81,83 евро/МВт·ч (1000,86 доллара США за 1000 м³), падение по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составило 0,89%.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В 2026 году логистический рынок, в частности рынок перевозки опасных грузов, к которым относят в том числе горюче-смазочные материалы и охлаждающие жидкости, переживает период так называемого «идеального шторма». С одной стороны, на рынке фиксируется четкий фокус на оптимизацию логистики: если раньше приоритетом было просто доставить груз из точки А в точку Б, то теперь крайне важным становятся стоимость такой доставки, а также снижение потерь по качеству, в том числе порчи сырья из-за коррозии и других дефектов. С другой стороны, с учетом того, что в удаленные районы такое сырье доставляется не навалом, а в бочковой таре, вопрос нагрузки на инфраструктуру и природу встает все острее.

Выход из-под давления

Развитие химической промышленности, сопровождающееся поиском баланса между эффективностью и стоимостью, подстегивает рост спроса на тару для перевозки опасных грузов, которая соответствует ГОСТам, обладая высокой ударопрочностью, и одновременно с этим позволяет в среднесрочной перспективе серьезно экономить на логистике и минимизации потерь сырья. С учетом этого тренда, по оценкам Global Market Insights, мировой рынок полимерных бочек в перспективе ближайших 8 лет будет расти со среднегодовым темпом 3,7% и достигнет 6,5 млрд долларов. В России всего около 10% тары в промышленности приходится на полимерные бочки, в абсолютных цифрах, по оценкам экспертов, их выпуск не превышает 1,15 миллиона единиц в год. Потенциал российского рынка огромен, прежде всего в сегменте ГСМ, где возможный объем замещения традиционной стальной тары может достигать 2 миллионов единиц.


Практика показывает, перевод большей части перевозок на полимерные бочки как альтернативу металлу имеет доказанную экономическую эффективность. Помимо минимизации потерь сырья из-за микроповреждений, полимерная тара, имея лучшую геометрию и сглаженную внутреннюю поверхность, позволяет выкачать содержимое практически до «последней капли», что также минимизирует потери сырья на выходе. Важная особенность: пластик не ржавеет годами под воздействием соленого морского воздуха, влаги и снега, а утечка ГСМ из-за сквозной коррозии стенок полностью исключается. К тому же, кратно, в 2-4 раза, вдвое меньший вес самой тары позволяет в каждую перевозку увеличивать объем минимум на 4%, что фактически дает экономию на стоимости каждой 25-ой перевозки.


С точки зрения завоза сырья в районы Севера полимерные решения тоже выглядят более привлекательными - они легче на 8-8.5 кг стальных аналогов и более комфортны для вертолетных перевозок. Однако, для арктических условий необходимо использовать специальные морозостойкие марки, прошедшие испытания на ударопрочность и герметичность при температурах до –60 °C, а также учитывать требования к совместимости материала тары и конкретного продукта. При соблюдении этих условий полимерная тара способна обеспечить сопоставимую, а в ряде случаев более высокую надёжность по сравнению со стальной, особенно в части коррозионной стойкости и снижения экологических рисков.

Борьба с бочковым загрязнением

Помимо экономической эффективности в фокусе внимания бизнеса и регулятора остается вопрос снижения нагрузки на окружающую среду. Традиционно за десятилетия освоения Арктики на территории скопилось достаточно большое количество использованной пустой тары. По средним оценкам, таких брошенных бочек в северных регионах более 5 миллионов.


По ее словам, речь идёт не только о локальном ущербе: в условиях вечной мерзлоты процессы естественного разложения происходят крайне медленно, а миграция нефтепродуктов в водные объекты может происходить в период сезонного таяния, что многократно увеличивает площадь воздействия. С правовой точки зрения такие территории фактически становятся объектами накопленного экологического вреда, которые должны быть под особым вниманием и контролем Росприроднадзора, и требовать в себе более пристального внимания и проведения советующей работы по рекультивации или вывоза такой тары с данной территории что, безусловно, повлечет значительные затраты. Причем вывозить обратно пустую бочку на материк просто экономически невыгоден, поэтому проблема их стихийного захоронения сформировалась исторически. Логистика обратной тары в условиях Севера крайне сложна: низкая плотность грузов, высокие тарифы на транспорт, сезонность, отсутствие регулярных обратных потоков и ограниченные возможности для накопления и консолидации пустой тары делают классическую схему «привёз — забрал обратно» экономически нежизнеспособной или крайне дорогостоящей. В результате бизнес оказывается в ситуации, когда традиционная стальная тара создаёт долгосрочные экологические и репутационные риски, а также потенциальные обязательства по будущим затратам на рекультивацию. В этом контексте переход на тару, которую можно компактировать, перерабатывать на месте или утилизировать с меньшим экологическим следом, становится не просто «зелёной» инициативой, а элементом управления долгосрочными рисками проекта и в целом поддержкой инициативы Правительства РФ развития перевозок на данных территориях

Полимеры решают вопрос с «кладбищем» пустой тары – использованная полимерная бочка может быть свернута или переработана в крошку прямо на месте с помощью мобильных шредеров. Есть и еще одно преимущество – возможность вторичной переработки и возвращения бочки в цикл. Полученную прямо на месте крошку легко вернуть обратно на материк и использовать для получения вторичного сырья. Согласно оценкам отраслевых экспертов, полиэтилен способен выдерживать более 10 циклов переработки без потери своих, а полученное вторичное сырье пользуется спросом при производстве товаров повседневного спроса.

Таким образом, перевод рынка перевозок на полимерные решения в среднесрочной перспективе выглядит как оптимальный баланс между поиском экономической эффективности операций и ответа на усиливающийся контроль регулятора за экологической безопасностью. Как отмечает Матрон, совокупная экономия на логистике может достигать 15% по сравнению со стальными бочками, а сохранность сырья повышается в среднем на 10%.


Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Предприятие «ПермНефтеГаз» открыло в Перми новый цех по выпуску электронасосных агрегатов для нефтедобычи. Новое производство позволит увеличить ежегодный объем производства высокотехнологичных насосов в три раза – до 50 изделий в год. Инвестиции в создание цеха составили около 150 млн руб. Из них 72 млн руб. предоставил федеральный Фонд развития промышленности (ФРП), еще 8 млн – ФРП Пермского края.
Об этом сообщает пресс-служба фонда.

Благодаря средствам займа ФРП (координируется ВЭБ.РФ по поручению Минпромторга России) предприятие приобрело современное технологическое оборудование, включая обрабатывающие центры с ЧПУ, сварочные комплексы, а также системы диагностики и вентиляции. Это позволит компании запустить серийное производство полного цикла – от обработки деталей до финальных испытаний агрегатов, без привлечения сторонних подрядчиков.

Финансирование проекта осуществлялось в рамках федерально-региональной программы «Проекты развития».

По данным компании, на сегодняшний день около половины российского рынка этой продукции занимает импорт, в частности, поставки из Индии и Казахстана. Новый проект позволит заместить часть импортной продукции отечественным аналогом. Насосные агрегаты разрабатываются с учетом индивидуальных требований заказчика и полностью изготавливаются из отечественного сырья и комплектующих. Локализация производства достигает 100%.

Электронасосные агрегаты используются для откачивания, перекачивания и транспортировки жидкостей и находят широкое применение в нефтегазовой, химической, горнодобывающей и энергетической отраслях (в том числе на объектах тепловой и гидроэнергетики), а также в системах водоснабжения и водоотведения.

Ключевыми заказчиками оборудования станут такие ведущие промышленные предприятия, как «Роснефть», «Газпром нефть» и «Иркутская нефтяная компания».

Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью