Москва, 6 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Страны ОПЕК+, ранее добровольно сокращавшие добычу нефти сверх обязательств (т.н. «группа семи» – Саудовская Аравия, Россия, Ирак, Кувейт, Казахстан, Алжир и Оман), сохранят добычу в октябре 2026 г. на уровне сентября.
Об этом говорится в коммюнике Секретариата ОПЕК по итогам встречи стран-добровольцев, прошедшей в онлайн-формате 6 сентября 2026 г.

Без вариантов

В сообщении отмечается, что 7 стран ОПЕК+ на прошедшей встрече рассмотрели глобальные рыночные условия и перспективы. Страны-добровольцы в очередной раз подтвердили свою коллективную приверженность полному соблюдению условий соглашения ОПЕК+.

По поводу уровня добычи на октябрь 2026 г. страны-добровольцы приняли ожидаемое решение – сохранить его на уровне сентября. Совокупный целевой уровень добычи «группы семи» останется на отметке 31,01 млн барр./сутки в т.ч.:

• Саудовская Аравия – 10,478 млн барр./сутки,
• Россия – 9,949 млн барр./сутки,
• Ирак – 4,431 млн барр./сутки,
• Кувейт – 2,676 млн барр./сутки,
• Казахстан – 1,628 млн барр./сутки,
• Алжир – 1,007 млн барр./сутки,
• Оман – 841 тыс. барр./сутки.

Решение стран--добровольцев было ожидаемо, поскольку восстановление всех ранее добровольно дополнительно сокращенных объемов страны-добровольцы завершили в сентябре 2026 г. Пространства для дальнейшего наращивания добычи нет (текущие целевые уровни стран «группы семи» соответствуют их квотам в рамках ОПЕК+ на 2026 г.), а сокращение добычи противоречит рыночным условиям в ситуации кризиса на Ближнем Востоке.

Несмотря на это 7 стран ОПЕК+ продолжат проводить ежемесячные встречи для обзора рыночных условий. Следующая встреча состоится 4 октября 2026 г.

ОПЕК++ – всё?

«Группа семи» (на момент формирования – «группа восьми» с учетом ОАЭ) сложилась в 2023 г. как дополнительный инструмент регулирования предложения на нефтяном рынке. Тогда мировой рынок нефти переживал период высокой волатильности и непредсказуемости из-за банковского кризиса в США и Европе, глобальной экономической неопределенности и опасений профицита предложения.

Учитывая досточно консервативный подход «большой» ОПЕК+ к определению квот, 8 стан ОПЕК+ со главе с Россией и Саудовской Аравией сформировали отдельную группу внутри ОПЕК+, своеобразный ОПЕК++. Решения эта «малая» ОПЕК+ могла принимать оперативнее, гибче и с меньшими разногласиями, чем «большая ОПЕК+».

Страны-добровольцы ОПЕК+ дополнительные добровольные сокращения добычи принимали в 2 волны в 2023 г.:

• 1,65 млн барр./сутки, добровольно сокращенные в апреле 2023 г. будут полностью возвращены на рынок в сентябре 2026 г.,
• 2,2 млн барр./сутки, объявленные в ноябре 2023 г. и полностью возвращенные на рынок сентябре 2025 г.

После снятия самоограничений «группа семи» свою работу продолжает, но сохранится ли она как действенный инструмент взаимодействия или все решения уйдут на уровень «большой» ОПЕК+, пока неясно.

Неопределенность нарастает, поскольку Читать полностью

Москва, 6 сен - ИА Нефтегаз.РУ. В структурах Росатома освоена методика получения монокристаллов германия ультравысокой очистки (HPGe - High Purity Germanium), которые применяются при производстве датчиков гамма-излучения.
Об этом сообщила пресс-служба института Гиредмет, входящего в химико-технологический кластер госкорпорации.

Для реализации проекта специалисты института спроектировали и собрали экспериментальные установки. На их основе удалось отработать процесс выращивания кристаллов чистотой не менее 7N. Указанный показатель означает 99,99999%, то есть на 10 млн атомов основного вещества приходится лишь один посторонний атом.

Дело это откровенно непростое. Выращивание монокристаллов HPGe - одна из самых технически сложных задач в полупроводниковой технологии, поскольку монокристалл должен одновременно удовлетворять нескольким жёстким и даже противоречащим требованиям.

Параметры - чистота, дислокации, диаметр, однородность - взаимосвязаны и регулируются одними и теми же ростовыми параметрами (скорость вытягивания, скорость вращения, температурные градиенты). Изменение одного параметра в лучшую сторону нередко ухудшает другой. Поэтому производство детекторного HPGe до сих пор остаётся чрезвычайно сложным и дорогим, а число лабораторий в мире, способных выращивать такие кристаллы, ограничено.

Первые полученные образцы подтвердили действенность примененных способов глубокой очистки. Достигнутые парамектры соответствуют требованиям, которые предъявляются к материалам детекторного класса.

Такая чистота минимизирует «паразитные» эффекты: снижает поглощение излучения, уменьшает количество дефектов, которые могут рассеивать свет или создавать дополнительные энергетические уровни, мешающие работе детектора.

Применение германия ультравысокой чистоты

Такой германий является критически значимым для ядерной физики, медицинской отрасли и оборонного комплекса. Из него изготавливают полупроводниковые сенсоры гамма- и рентгеновского излучения. Подобные приборы задействуются в спектрометрии, радиационном контроле, дозиметрии, а также при наблюдении за ядерными материалами и в системах таможенного досмотра.

Помимо этого, монокристаллы германия находят применение в инфракрасной оптике. Из них выпускают линзы, окна и фильтры, рассчитанные на работу в среднем и дальнем ИК-диапазоне.

Официоз

Заместитель директора по науке и инновациям К. Ивановских подчеркнул, что создание собственной технологии получения сверхчистого германия является стратегическим шагом для укрепления технологической независимости России в области ядерного приборостроения. По его словам, полученные экспериментальные образцы оборудования и отработанные технологические режимы свидетельствуют о готовности перейти к этапу опытного производства кристаллов для российских изготовителей спектрометров.

Для продолжения исследований институт Гиредмет уже направил заявку на получение гранта в Российский научный фонд.

Германий относится к группе рассеянных химических элементов и практически не формирует самостоятельных рудных залежей. В промышленных масштабах его извлекают преимущественно как побочный продукт при переработке руд цветных металлов или из золы, образующейся при сжигании углей.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 6 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Энергетический холдинг Т Плюс не пересматривает целевые показатели чистой прибыли за 2026 г., сохраняя диапазон 4-4,5 млрд руб.
Об этом сообщил генеральный директор компании П. Сниккарс.

По его словам, компания прилагает все усилия для достижения первоначального прогноза. Однако стоимость электроэнергии в первой ценовой зоне (европейская часть России) на протяжении всего 2026 г. остается значительно ниже ожидаемого уровня, что привело к сокращению выручки.

Как заверил руководитель, показатели пока не корректируются, компания оптимизирует расходы и себестоимость, чтобы выйти на необходимые параметры.

Выработка электроэнергии по итогам 2026 г. прогнозируется в объеме 56,8 млрд кВт-ч, что на 3% выше результата 2025 г. Отпуск тепла ожидается на уровне 98 млн Гкал - на 6% больше, чем годом ранее. Эти цифры соответствуют утвержденным планам, отметил П. Сниккарс.

Инвестиционная программа 2026 г. не сокращена относительно уровня 2025 г. Деньги планируется направить на замену трубопроводных сетей, техническое перевооружение, капитальные ремонты, технологическое присоединение, а также на строительные и модернизационные проекты, сообщил топ-менеджер.

Базовая сумма вложений, по его словам, превышает 48 млрд руб. Дополнительные инициативы на 2027 г. в настоящий момент не закладываются, добавил П. Сниккарс. Окончательный объем инвестиций еще прорабатывается. Компания оценивает свои производственные площадки на предмет возможности их обновления и участия в программе КОММод.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 6 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Уважаемые коллеги и читатели! Поздравляем вас с профессиональным праздником - Днём работников нефтяной и газовой промышленности!

Эта дата объединяет десятки тысяч специалистов, чей труд лежит в основе энергетической безопасности страны. Благодаря вашему профессионализму и самоотдаче развиваются крупнейшие проекты, внедряются новые технологии, укрепляется потенциал российской экономики.

Нефтегазовая отрасль всегда была и остается символом силы, устойчивости и движения вперед. Вы прокладываете новые маршруты, открываете горизонты и создаете фундамент для будущих поколений.

Желаем вам здоровья, благополучия и новых достижений. Пусть ваша работа приносит заслуженную гордость, а каждый реализованный проект становится шагом к укреплению энергетической мощи страны.

С праздником!




Автор: А. Никитина Читать полностью

Вашингтон, 6 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Многие американские энергетические компании не получали предварительной информации о готовящемся нефтяном соглашении между США и Венесуэлой с участием главы венесуэльской компании North American Blue Energy Partners А. Бетанкура.
Об этом сообщило агентство Bloomberg со ссылкой на источники.

По словам осведомленных лиц, данные договоренности, подготовленные при участии госдепартамента и Пентагона, застали врасплох значительную часть энергетических компаний и их руководителей, включая тех, кто уже вел коммерческие переговоры с властями Венесуэлы.

Согласно источникам, в руководстве отрасли выражали опасения, что это соглашение может помешать текущим переговорам и лишить компании доступа к наиболее привлекательным активам в Венесуэле. При этом предприниматели признавали, что открыто критиковать договоренности американских и венесуэльских властей не следует.

Понятно почему Д. Трамп так действует. Президенту США нужны результаты в Венесуэле уже сейчас. Популярность Д. Трампа падает. Операция «Абсолютная решимость» по вторжению в Венесуэлу - одна из немногих успешных операций Д. Трампа. У нефтегазовых союзников Венесуэлы: России и Ирана - ныне другие проблемы, и Венесуэла оказалась одна перед угрозой американского вторжения. Ему выгодно эксплуатировать тему Венесуэлы на фоне неудач в Ормузском проливе.

Частный бизнес, напротив, не торопится и предпочитает осторожность при разработке венесуэльских нефтяных месторождений, указывая на экономические риски и угрозы безопасности. Кроме того, усиливается перспектива конкуренции между NABEP и американскими нефтедобывающими компаниями. Принцип - Разделяй и властвуй - никто не отменял.

Источники отметили, что американская администрация пытается заверить нефтегаз в том, что сотрудничество Белого дома с NABEP повышает безопасность ведения бизнеса в Венесуэле и не создает барьеров для других фирм, которые вправе договариваться с местными властями по оставшимся месторождениям. В Белом доме ссылаются на контракты, заключенные на этой неделе Chevron и GE Vernova, Eni по месторождению Хунин 5 и др.

Ранее Д. Трамп заявлял, что США заключил крупнейшее в истории нефтяное соглашение с властями Венесуэлы. По его утверждению, эта сделка позволит США получить контроль над более чем 65 млрд барр. доказанных запасов нефти в Венесуэле.

NABEP получила права на 100 лет на разработку 17 месторождений Венесуэлы. Американская администрация, в свою очередь, приобретает 35% долю участия в NABEP и возможность закупать 20% продукции по себестоимости.

Глава Минэнерго США К. Райт уточнил, что у США сохраняется право вето на назначения в совет директоров NABEP, большинство состава которого должны составлять американские граждане.

Венесуэла является членом ОПЕК и располагает одними из крупнейших в мире доказанных запасов нефти, оцениваемыми более чем в 300 млрд барр. В последние годы страна сталкивается с серьезными экономическими трудностями, а ее нефтяная индустрия нуждается в масштабных инвестициях для восстановления добычи.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

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 (НГП) 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.


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».

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

Танкер Валентин Пикуль

Акт приемки был подписан 25 декабря 2024 года после постройки на ССК Звезда. Танкер был передан Роснефтефлоту в январе 2025 года. В марте 2025 года танкер завершил движение по маршруту ССК Звезда - Суэцкий канал - порт Мурманск.

В июне 2025 года Валентин Пикуль в рамках ледовых ходовых испытаний впервые достиг нефтетерминала «Восток Ойл» в Бухте Север, пройдя через ледовые поля по маршруту Мурманск - Карское море - Енисейский залив. Разрешение на плавание в период 1 апреля - 30 июня 2025 года охватывало маршрут: западная граница Северного морского пути - Карское море - Енисейский залив - Бухта Север - западная граница СМП.

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.


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 нефтетранспортную систему (НТС) 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 – инфраструктура включает нефтеналивные причалы (на данный момент в эксплуатации 1 для танкеров дедвейтом до 120 тыс. т), грузовые причалы и причал портофлота;
• МНП Ванкор – Пайяха – Бухта Север – протяженность 790 км (из них 440 км в 2-ниточном исполнении), включая подводный переход под р. Енисей протяженностью 6 км, диаметр 820 мм:
• нефтеперекачивающих станций (НПС) – 7 НПС на МНП Ванкор – Пайяха – Бухта Север:
• на участке Ванкор – Пайяха работают 3 НПС – головная НПС (ГНПС) Ванкор, реконструированная в рамках проекта Восток Ойл, НПС Сузун и НПС на 2-й нитке участка Ванкор – Сузун;
• на участке Пайяха – Бухта Север – 4 НПС, в т.ч. ГНПС Пайяха, НПС-1, НПС-2 и НПС-3;
• приемосдаточного пункта (ПСП) Бухта Север с резервуарным парком – на момент запуска в эксплуатацию введено 14 резервуаров (РВС) объемом 30 тыс. м³ каждый, всего планируется 27 ед. резервуаров на 1^м этапе, 52 ед. – на 2^м этапе, 102 ед. – при реализации проекта на полное развитие.

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 1^е полугодие 2026 г., Роснефть уточнила, что в конце июля началось поэтапное заполнение нефтью трубопроводной системы.

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.

На следующих этапах планируется постепенное наращивание добычи и отгрузок нефти :

• до 50 млн т/год – к 2030 г. (по первоначальному плану – в 2027 г.),
• до 100 млн т/год – этот этап будет реализован в случае рыночной потребности и благоприятной экономической конъюнктуры (ранее анонсировался запуск в 2030 г.) ,
• до 115 млн т/год – расширение планировалось в 2033 г., сейчас речь может идти о 2036-2037 гг., если такое решение вообще будет принято.

Читать полностью

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. Смесь 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.

Контекст

Действительно, актуальность исследований детонационных свойств двигателей внутреннего сгорания (ДВС) возросла. Высокие детонационные свойства топлива позволяют использовать высокую степень сжатия и наддув, что актуально и при переводе на природный газ. Но экспериментальная доводка таких двигателей даже с использованием цифровизации - довольно сложная задача.

Есть различные математические модели прогнозирования детонации в бензиновых двигателях. Модель на основе интеграла Ливенгуда–Ву (Knock Integral Method) - на основе идеи о том, что процесс самовоспламенения накапливается во времени, и когда интеграл достигает единицы, происходит детонация.
Есть модель на основе идеи задержки самовоспламенения, описывается уравнением аррениусовского типа.

Широко известна модель на основе формулы Дауда и Ейза (Douaud–Eyzat), полученная для эталонных изооктан-гептановых смесей.

Формула корректно работала только для стехиометрической смеси (соотношение бензин : воздух ≈ 1 : 14,7). Для бедных смесей она давала ошибку.
Октановое число - один из показателей детонационных свойств топлива.

Доработка формулы Дауда и Ейза

Чтобы устранить этот недостаток, исследователи ввели в формулу два параметра: коэффициент избытка воздуха, который показывает, насколько реальная смесь отклонилась от стехиометрической - стала беднее или богаче, и 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. Новые формулы действуют именно в том диапазоне бедных смесей, где старые расчеты ошибались: при содержании воздуха на 20-80% больше идеальной пропорции.

Почему для бензина с октановыми числами именно 92 и 100? С этими октановыми числами связана основная гамма массового бензина, которые исследуют инженеры при проектировании двигателей для повседневной эксплуатации. Формулы позволяют на этапе проектирования выбрать оптимальную степень сжатия и избежать детонации в реальных условиях работы ДВС.

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

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

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

Подпишитесь

Читать полностью