Москва, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В Самаранефтегазе провели полевые испытания отечественной установки для орбитальной лазерной сварки обсадных труб.
Об этом сообщает пресс-служба Роснефти.

В работе приняли участие специалисты предприятия и самарского проектного института, входящих в структуру Роснефти. Результаты испытаний подтвердили возможность использования технологии непосредственно при строительстве скважин и обозначили перспективы ее дальнейшего применения в нефтегазовых проектах.

Одним из ключевых преимуществ нового подхода является возможность оперативно корректировать конструкцию скважины непосредственно в процессе бурения. При возникновении осложнений инженерные решения можно адаптировать без изменения проектного диаметра эксплуатационной колонны. Такая гибкость особенно актуальна для месторождений со сложными геологическими условиями, где фактические параметры бурения могут существенно отличаться от расчетных.

Применение лазерной сварки также способно изменить организацию работ на буровой. При переходе к серийному использованию технологии ожидается, что отдача возрастет за счет упрощения логистики труб, сокращения монтажных операций и материалоемкости на единицу колонны. Это приведет к ощутимому снижению капитальных затрат на строительство скважин, в том числе за счет меньшего потребления цементных и буровых растворов, а также сокращения расходов на вывоз и утилизацию шлама.

По результатам проведенных испытаний было рекомендовано продолжить апробацию метода в различных горно геологических условиях и разработать регламентные процедуры по подготовке и интеграции лазерного комплекса в штатный набор оборудования буровой.

Отмечается, что широкомасштабное внедрение может стать элементом стратегии по снижению капитальной интенсивности проектов и сокращению экологического следа буровых работ за счет уменьшения объемов отходов и материалов.

Самаранефтегаз

• дочка Роснефти;
• ведет производственную деятельность на 132 месторождениях в Самарской и Оренбургской областях,

• их освоение осуществляется с помощью, в т.ч., горизонтальных и наклонно-направленных скважин, которые позволяют повысить дебит нефти и газа;
• коэффициент извлечения нефти (КИН);
• накопленная добыча с начала разработки в 1936 г. превышает 1,3 млрд т нефти и 87 млрд м³ природного газа;
• предприятие также ведет целенаправленную работу по приросту минерально-сырьевой базы:
• одним из направлений является переоценка запасов с учетом внедрения новых технологий, уточнение геологического строения месторождений, доразведка слабоизученных участков недр и разработка методов ввода в эксплуатацию новых месторождений,
• проделанная работа позволила за последние 5 лет прирастить запасы предприятия на 119 млн т нефти.

По итогам 2024 г. компания прирастила запасы нефти промышленных категорий в объеме 19 млн т, что позволило в 1,8 раза восполнить добычу нефти. В 2025 г. Самаранефтегаз восполнил добычу нефти и газа на 164%. Читать полностью

Москва, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Фьючерсы на ближневосточную нефть сортов Oman и Murban с поставкой в ноябре 2026 г. превысили 130 долл. США/барр. на фоне сохраняющейся напряженности на Ближнем Востоке. Это следует из данных торгов, проанализированных ТАСС.

Повышение фиксируется на фоне продолжающегося конфликта на Ближнем Востоке. Стоимость фьючерсов Oman и Murban до обострения ситуации в регионе в конце февраля 2026 г. составляла порядка 65 долл. США/барр. и 70 долл. США/барр. соответственно.

По данным на 11:29 мск, стоимость фьючерсов на нефть Oman на Персидской товарной бирже росла на 4,78% и составляла 135,54 долл. США/барр., что соответствует уровню 20 марта 2026 г. В то же время стоимость фьючерсов на нефть Murban на бирже ICE Futures росла на 6,28% и торговалась на уровне 131,53 долл. США/барр. - на уровне 24 марта 2026 г.

С начала сентября цена фьючерсов Oman выросла почти на 50%, Murban - на 33,6%.

При этом стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent к 11:30 мск на электронных торгах ICE Futures упала на 0,83%, до 107,85 долл. США/барр.

Ситуация на Ближнем Востоке

Рост цен на ближневосточные сорта происходит на фоне сохраняющихся перебоев с транспортировкой нефти через Ормузский пролив. Дополнительным фактором стало прекращение работы магистрального нефтепровода (МНП) Восток-Запад (East – West pipeline) в Саудовской Аравии после атак беспилотников. Маршрут используется для транспортировки нефти в обход Ормузского пролива.

По оценке Reuters, запасы нефти в экспортном порту Янбу могут обеспечить текущий спрос примерно на 5–7 дней. При длительной остановке нефтепровода потенциальный объем выпадающих поставок может достигнуть 4% мирового предложения нефти.

Нефтепровод Восток – Запад

Нефтепровод Восток – Запад соединяет нефтяные месторождения на востоке Саудовской Аравии с портом Янбу на побережье Красного моря. Маршрут позволяет королевству экспортировать часть нефти в обход Ормузского пролива.

Протяженность нефтепровода составляет около 1,2 тыс. км, проектная пропускная способность - 5 млн барр./сутки. Впоследствии мощность была увеличена до 7 млн барр./сутки. Читать полностью

Берлин, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Плавучая регазификационная установка (FSRU) Energos Force 15 сентября пришвартовалась в промышленном порту Штаде-Бютцфлет на севере города Штаде в Нижней Саксонии (Германия).
Об этом сообщает оператор СПГ-терминала Deutsche Energy Terminal (DET).

Прибытие судна знаменует начало подготовки к вводу в эксплуатацию 5-го в Германии плавучего терминала для импорта сжиженного природного газа. FSRU Energos Force, мощностью 4,7 млрд м³/год, должна стать основой Stade LNG.

Министр экономики и энергетики Германии К. Райхе заявила, что СПГ-терминал в Штаде должен стать одним из элементов обеспечения энергоснабжения страны. По ее словам, с ноября объект сможет обеспечивать поставки газа в немецкую газотранспортную систему.

К 2027 г. заявленная мощность подачи составит до 3,2 млрд м³/год природного газа. Этого объема, как отмечается, будет достаточно, чтобы обеспечить тепловой энергией около 2,6 млн домохозяйств.

Однако фактическая пропускная способность FSRU будет зависеть от различных факторов, таких как погодные условия, объем доставляемых грузов и другие факторы, сообщили в DET.

Глава DET П. Реттген сообщил, что компания ожидает прибытия первого полностью загруженного СПГ-танкера в начале ноября. После этого терминал должен начать подачу регазифицированного газа в сеть.

FSRU Energos Force:

• ширина – 47 м, длина –294 м;
• дедвейт – 94 361 т;
• объем хранения СПГ - 174 тыс. м³;
• зимой судно может регазифицировать до 500 млн фт3/сутки газа (14,2 млн м³/сутки), а летом – до 750 млн фт3/сутки (21,2 млн м³/сутки).

Штаде станет четвертой площадкой для импорта СПГ, одобренной властями Германии в рамках мер по обеспечению альтернативных поставок природного газа после прекращения поставок из России во второй половине 2022 г.

В настоящее время компания DET эксплуатирует две FSRU в Вильгельмсхафене и одну в Брунсбюттеле, тогда как Deutsche ReGas управляет еще одной установкой в Мукране. Все эти объекты были введены в эксплуатацию в период с декабря 2022 г.по май 2025 г.

Изначально запуск терминала Stade LNG планировался на первую половину 2024 г., однако сроки ввода объекта неоднократно переносились. Основными причинами задержек стали неготовность береговой инфраструктуры и разногласия по вопросам управления проектом.

В ожидании завершения береговых работ в Штаде Германия предоставила Energos Force в субчартер для работы в порту Акаба на северном побережье Акабского залива Красного моря в Иордании. Соответствующее соглашение было заключено между DET, Nepco, EGAS и Energos. Оно предусматривает обеспечение критически важной сезонной мощности по импорту СПГ для Иордании, которую Египет сможет использовать для покрытия пикового летнего спроса на электроэнергию.

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%.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE), уровень заполненности ПХГ ЕС составляет около 68,5%. На 15 сентября уровень заполненности газовых хранилищ Германии составлял 56%, что ниже среднего показателя по Евросоюзу.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Бангкок, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Канадская Valeura Energy обнаружила новую нефтяную залежь вблизи месторождения Manora в Сиамском заливе.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Открытие сделано в ходе бурения разведочной скважины Manora-9 и боковых стволов примерно в 4,5 км к северо-востоку от платформы Manora A на блоке G1/48. Valeura является оператором блока и в проекте его разработки владеет долей участия 70% (еще 30% принадлежат компании Avenir Energy). В настоящее время компания уже приступила к планированию разработки нового месторождения Suraphi и рассматривает строительство отдельной спутниковой платформы.

Бурение было нацелено на несколько перспективных объектов, расположенных в отдельных тектонических блоках. На объекте E были вскрыты несколько нефтенасыщенных интервалов в песчаниках 600-й серии. Общая нефтенасыщенная мощность составила 626 фт, из которых 162 фт пришлись на чистую нефтенасыщенную толщину.

На соседнем участке D результаты оказались сопоставимыми: скважина вскрыла нефтенасыщенный интервал общей мощностью 849 фт, включая 172 фт чистой нефтенасыщенной толщины. Третий боковой ствол, направленный на более мелкую и геологически менее изученную залежь, углеводородов не обнаружил.

В Valeura считают, что результаты на участках D и E существенно снизили геологические риски для соседнего блока F. Сопоставление результатов картирования с данными о пластовом давлении, полученными во время бурения, показывает, что все три блока потенциально могут быть заполнены нефтью до точек перелива.

Потенциальная инфраструктура Suraphi может использоваться и для разработки месторождения Malida, расположенного примерно в 3,5 км восточнее. В компании рассматривают возможность подключить новую платформу к существующей инфраструктуре Manora. Это, в свою очередь, может позволить продлить срок эксплуатации Manora.

Месторождение Manora

• расположено в бассейне Kra в северной части Сиамского залива на континентальном шельфе Таиланда;
• открыто в 2013 г.
• нефть, добываемая на месторождении из пластов миоценового возраста, является низкосернистой и средней плотности;
• запасы месторождения по категории 2P составляют 3,4 млн барр. нефти;
• срок эксплуатации месторождения истекает в 2028 г., ожидается, что геологоразведка и освоение новых залежей позволят продлить срок его службы до 2030 г.;
• на его долю приходится 10% от общей годовой добычи компании.

В марте 2026 г. компания завершила кампанию по уплотняющему бурению на Manora. В результате бурения трех новых скважин добыча нефти на активе увеличилась с 1950 барр./сутки до 2626 барр./сутки.

Теперь Valeura намерена подготовить план разработки Suraphi, а также изучить возможность дополнительной оценки Malida. Параллельно компания пересмотрит перспективы соседних разведочных объектов, которые могут войти в следующие программы бурения.

Отдельно Valeura сообщила об успешном завершении бурения четырех скважин на полностью принадлежащем ей месторождении Jasmine. Две из них были горизонтальными эксплуатационными скважинами, еще две – наклонно-направленными скважинами с двумя целевыми интервалами, совмещавшими задачи разработки и оценки запасов.

После ввода всех четырех скважин в эксплуатацию добыча на Jasmine выросла примерно до 8 250 барр./сутки нефти. За семь дней до запуска новых скважин показатель составлял около 7 570 барр./сутки.

Компания также сообщила, что в ближайшее время завершит работы и выведет с проекта буровую установку Borr Mist. Следующий этап буровой кампании в Сиамском заливе запланирован на начало ноября. Работы начнутся на месторождении Nong Yao с последующим переходом к эксплуатационному бурению на Wassana. Напомним, что на месторождении Nong Yao добывается легкая, низкосернистая нефть, цены на которую обычно близки к ценам на нефть эталонного сорта Brent.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Режим чрезвычайной ситуации (ЧС) регионального уровня введен на всей территории Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального округа после разлива дизельного топлива в районе поселка Сындасско. По предварительным данным, в акваторию Хатангского залива (относится к морю Лаптевых) могло попасть около 170–200 т нефтепродуктов.

Сигнал о происшествии поступил в Главное управление МЧС России по Красноярскому краю 15 сентября около 11:00. Предварительно установлено, что произошла разгерметизация резервуара с дизельным топливом. По данным оперативных служб, резервуар был поврежден во время шторма: из-за подъема воды он был поврежден, после чего произошла утечка.

Режим ЧС введен постановлением правительства Красноярского края. Руководителем работ по ликвидации последствий происшествия назначен глава Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального округа А. Членов.

По данным местной администрации, нефтепродукты не попали в водоем, используемый жителями Сындасско для водоснабжения. При этом в документах об установлении режима ЧС причиной происшествия указан «разлив дизельного топлива в водный объект Хатангский залив». Также в документах и публикациях фигурирует компания Таймыр Альянс Трейдинг: ей рекомендовано организовать мероприятия по ликвидации последствий ЧС.

По факту происшествия возбуждено уголовное дело по статье 246 УК РФ о нарушении правил охраны окружающей среды при эксплуатации промышленных и иных объектов.

К ликвидации последствий разлива привлечены оперативные службы.

Обстоятельства происшествия, точный объем утечки и последствия для окружающей среды устанавливаются. Читать полностью

Москва, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. АЛРОСА ввела в эксплуатацию 4-й гидроагрегат Светлинской ГЭС (Вилюйской ГЭС-3) мощностью 104 МВт. После его запуска станция достигла проектной установленной мощности 370 МВт.

В церемонии запуска приняли участие заместитель председателя правительства РФ - полномочный представитель президента РФ в ДФО Ю. Трутнев, глава Якутии А. Николаев и генеральный директор АЛРОСА П. Маринычев.



Новый гидроагрегат позволит:

• повысить надежность энергоснабжения Западной Якутии,
• создать дополнительные возможности для реализации промышленных проектов.

Строительство 4-го гидроагрегата началось в 2020 г. Инвестиции в проект составили более 5 млрд руб. Оборудование полностью произведено в России компанией Силовые машины. Агрегат введен в эксплуатацию более чем на полгода раньше предусмотренного проектом срока - апреля 2027 г.


По словам главы Якутии А. Николаева, выход станции на проектную мощность станет одним из этапов формирования нового энергетического каркаса республики. В настоящее время в Якутии одновременно строятся энергетические объекты общей мощностью около 2 ГВт.


Светлинская ГЭС обеспечивает электроэнергией производственные объекты АЛРОСА и других потребителей Западного энергорайона Якутии. Среди них - предприятия нефтегазовой и золотодобывающей отраслей промышленности, транспортная, телекоммуникационная и социальная инфраструктура.


Светлинская ГЭС расположена на реке Вилюй в Мирнинском районе Якутии и является 2-й ступенью Вилюйского каскада ГЭС. Станция относится к опытно-экспериментальным гидротехническим сооружениям и была построена на вечной мерзлоте, а не на традиционном для подобных объектов скальном основании.

Первые 3 гидроагрегата Светлинской ГЭС были введены в эксплуатацию в 2004–2008 гг. За время работы станция выработала 14 млрд кВт^.ч электроэнергии.

Вилюйский каскад ГЭС

• расположен на р. Вилюй в Якутии;
• комплекс ГЭС обладает общей мощностью 957,5 МВт;
• среднегодовая выработка электроэнергии составляет около 3,28 млрд кВт^.ч;
• каскад состоит из 2-х ступеней:
• 1-я ступень - Вилюйская ГЭС (ГЭС-1 и ГЭС-2) мощностью 680 МВт и выработкой 2,71 млрд кВт^.ч;
• 2-я ступень - Светлинская ГЭС (ГЭС-3) мощностью 277,5 МВт и выработкой 0,75 млрд кВт^.ч (проектная мощность составляет 370 МВт, а выработка - 1,2 млрд кВт^.ч).

Читать полностью

Москва, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Через 3 недели в Сочи пройдет 10-й юбилейный Конгресс по нефтепереработке и нефтехимии: Синтезис 2026. За десятилетие мероприятие сформировало сообщество руководителей, определяющих вектор развития отрасли и нацеленных на реализацию совместных проектов.

28-29 сентября Конгресс соберет более 350 топ-менеджеров даунстрима. Синтезис будет проходить в закрытом формате, когда состав делегатов формируется заранее с учетом должностей и интересов участников, а деловая программа и график встреч готовятся до начала мероприятия. Это повышает концентрацию на профильных контактах и конверсию в реальные сделки.

В условиях роста стоимости привлечения клиентов и увеличения цикла B2B-сделок деловые мероприятия все чаще оцениваются не по числу посетителей, а по качеству контактов и их влиянию на бизнес-результат. Формат Синтезиса отвечает именно на этот запрос, что подтверждают сами делегаты.



ГК «Титан» второй год подряд выступает партнером мероприятия и отмечает формат встреч, состав участников и персональное сопровождение организаторами как то, что принципиально отличает Конгресс от других отраслевых мероприятий. По словам представителей, Синтезис закрывает сразу три задачи: переговоры с действующими партнерами, знакомство с новыми игроками рынка и содержательный разговор с ключевыми лицами о перспективах и вызовах отрасли.

Особое значение имеет участие лиц, принимающих решения. Для продвижения технологических разработок необходимо получить доступ к целому кругу заинтересованных руководителей и экспертов. Среди делегатов Синтезиса 2026 - ведущие нефтегазохимические компании, отраслевые холдинги, а также научные и экспертные организации из России, СНГ и зарубежных стран, включая «Газпром нефть», СИБУР, «Белнефтехим», «Лабораторию Касперского», НИС а.д. Нови-Сад, Фонд «Сколково» и Федеральный институт промышленной собственности. Международное участие представят китайские инжиниринговые компании: China Chengda Engineering Co., Ltd. и China Tianchen Engineering Corporation Ltd. (CNCEC-TCC).

За 10 лет Синтезис выстроил механизм, способствующий переводу отраслевых контактов в конкретные партнерства и совместные проекты. Этот опыт становится особенно востребованным сегодня, когда предприятиям нужны новые технологии и надежные каналы для их внедрения и масштабирования.

Количество мест в закрытом формате ограничено, состав делегатов практически сформирован, последние регистрации доступны на сайте.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Япония в августе 2026 г. импортировала 4,99 млн т сжиженного природного газа (СПГ), что на 7% меньше показателя за аналогичный месяц прошлого года. За январь-август импорт СПГ сократился на 4%, до 40,884 млн т, следует из данных Министерства финансов Японии.

Снижение импорта СПГ в августе произошло на фоне погоды, близкой к климатической норме. Средняя температура была примерно на 3 градуса ниже, чем годом ранее, что способствовало снижению нагрузки на энергосистему.

Одновременно японские импортеры увеличили коммерческие запасы СПГ на 410 тыс. т. Их уровень достиг показателя, который в предыдущие годы обычно фиксировался к началу зимнего сезона.

США наращивают поставки

При этом поставки СПГ из США в августе выросли в 2,5 раза, до 1,016 млн т. Это максимальный месячный объем поставок американского СПГ в Японию за всю историю торговли между странами. За восемь месяцев поставки составили 3,726 млн т, увеличившись на 34%.

Поставки из России и с Ближнего Востока

Поставки российского СПГ в Японию в августе составили 382 тыс. т, практически не изменившись в годовом выражении. За январь-август импорт российского СПГ сократился на 8%, до 3,417 млн т. Напомним, СПГ в РФ производят крупнотоннажные СПГ-заводы Сахалинской энергии (совладельцы - Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямал СПГ (участники - НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.

Поставки СПГ с Ближнего Востока в августе резко сократились из-за продолжающего конфликта. Японские импортеры получили из региона две партии общим объемом 147 тыс. т против 855 тыс. т годом ранее.

Реэкспорт СПГ из Китая в Японию в августе не осуществлялся.

Диверсификация поставок

11 сентября 2026 г. японская организация по обеспечению безопасности металлов и энергетики (JOGMEC) и малайзийская PETRONAS заключили рамочное соглашение о сотрудничестве для обеспечения поставок СПГ в чрезвычайных ситуациях. Договоренность предусматривает возможность закупки газа для Японии при возникновении угрозы стабильному снабжению электроэнергией и газом. Читать полностью

Тюмень, 16 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром начал ресурсные испытания нового российского газотурбинного двигателя (ГТД) ТМ16 мощностью 16 МВт. Испытания в условиях реальной эксплуатации проходят на компрессорной станции (КС) Туртасская в Тюменской области.

В мероприятии в рамках TNF приняли участие председатель правления Газпрома А. Миллер, министр промышленности и торговли РФ А. Алиханов и губернатор Тюменской области А. Моор.



Газотурбинные двигатели мощностью 16 МВт широко используются на российской газотранспортной системе (ГТС) и относятся к ключевому оборудованию компрессорных станций. Новый ТМ16 разработан и изготовлен на площадке Тюменские моторостроители, входящей в Газпром энергохолдинг.

Все оборудование и комплектующие двигателя имеют российское происхождение. Ключевые детали и сборочные элементы изготовлены Тюменскими моторостроителями. В рамках внутренней кооперации отдельные компоненты поставили Газэнергосервис, Уралтурбо и Невский завод. Малоэмиссионную камеру сгорания разработала и изготовила НПФ Теплофизика (ресурсные испытания проходили в Югорске).

Двигатель разработали очень быстро - за два года. Это отдельно отметил А. Алиханов. ТМ16 предназначен для работы в составе газоперекачивающих агрегатов (ГПА), то есть используется как привод нагнетателя, который сжимает природный газ перед транспортировкой по магистральному газопроводу (МГП).



По заявленным характеристикам ТМ16 отличается:

• повышенным КПД,
• улучшенными экологическими показателями,
• увеличенными межремонтным и назначенным сроками эксплуатации.

Двигатель планируется применять как при строительстве новых объектов, так и для плановой замены зарубежных агрегатов, выработавших ресурс.

Масса и габариты ТМ16 позволяют устанавливать его вместо ранее использовавшихся двигателей без дополнительных капитальных затрат на переоборудование объектов.

Ранее двигатель успешно прошел стендовые испытания на предприятии-изготовителе. Испытания на КС «Туртасская» позволят определить его предельные ресурсные возможности в условиях эксплуатации.

Для организации серийного производства ТМ16 Тюменские моторостроители модернизировали производственные мощности предприятия. Шесть основных производственных цехов были дооснащены современным высокопроизводительным оборудованием.

Гендиректор Газпром энергохолдинга Д. Федоров сообщил, что после завершения ресурсных испытаний предприятия группы будут готовы начать серийное производство. Оно будет организовано в кооперации Тюменских моторостроителей, Газэнергосервиса, Уралтурбо и Невского завода.

История проекта

• в 2023 г. сообщалось о соглашении о возобновлении производства ТМ16 при поддержке Газпрома;
• в 2025 г. начались стендовые испытания нового полностью локализованного двигателя;
• в январе 2025 г. Тюменские моторостроители сообщали о выводе ТМ16 на стендовые испытания;
• в июле–августе 2026 г. головной образец был изготовлен и отправлен на действующую КС Газпрома.

Подпишитесь

Читать полностью