Это рекорд В 2015 г Газпром нефть увеличила объем добычи углеводородов на 20% - до 79,7 млн т. Газпром добыча нефти 2015


В 2015 году «Газпром нефть» стала лидером отрасли по росту добычи нефти

https://www.znak.com/2016-06-10/v_2015_godu_gazprom_neft_stala_liderom_otrasli_po_rostu_dobychi_nefti

Сегодня, 10 июня, в Санкт-Петербурге акционеры «Газпром нефти» на годовом общем собрании утвердили годовой отчет и бухгалтерскую отчетность компании за 2015 год. С учетом результатов деятельности компании в 2015 году акционеры «Газпром нефти» поддержали рекомендацию совета директоров о выплате дивидендов в размере 28% от величины консолидированной чистой прибыли компании, рассчитанной по МСФО, что составляет 30,7 млрд рублей, или 6,47 рублей на одну обыкновенную акцию (с учетом выплаченных дивидендов по итогам первого полугодия 2015 финансового года).

В прошлом году «Газпром нефть» добыла 79,7 млн тонн углеводородов, увеличив объем добычи более чем на 20% по сравнению с 2014 годом и добившись таким образом самого высокого показателя роста добычи в российской нефтяной отрасли.

Путин запустил отгрузку ямальской нефти через «Ворота Арктики»

Компания продолжила развитие уникального проекта «Приразломное» на российском арктическом шельфе и подготовку к полномасштабной разработке Мессояхских месторождений, завершила монтаж терминала «Ворота Арктики», предназначенного для обеспечения круглогодичной отгрузки нефти с Новопортовского месторождения, ввела в эксплуатацию Южно-Приобский газоперерабатывающий завод.

Объем переработки нефти на НПЗ компании составил 43,1 млн тонн. В 2015 году «Газпром нефть» продолжила реализацию второго этапа масштабной программы модернизации собственных НПЗ, направленного на повышение глубины переработки нефти и увеличение выхода светлых нефтепродуктов.

Объемы продаж нефтепродуктов «Газпром нефти» в маржинальных сегментах сохранились на уровне 2014 года и составили 25,7 млн тонн. При этом компания нарастила свою долю присутствия в премиальных каналах сбыта и на 2,5% увеличила объемы реализации нефтепродуктов через собственную сеть АЗС. 

Читайте также

www.znak.com

Это рекорд В 2015 г Газпром нефть увеличила объем добычи углеводородов на 20%

В г Санкт-Петербурге прошло годовое общее собрание акционеров (ГОСА) Газпром нефти, на котором участники обсудили положение дел компании и наметили планы на перспективу.

Об этом 10 июня 2016 г сообщает Газпром нефть.

В 2015 г Газпром нефть добыла 79,7 млн т углеводородов, увеличив объем добычи более чем на 20% по сравнению с 2014 г и добившись таким образом самого высокого показателя роста добычи среди других нефтяных компаний России.

Газпром нефть в 2015 г активно продолжила развитие уникального проекта Приразломное на российском арктическом шельфе и подготовку к полномасштабной разработке Мессояхских месторождений.

Компания планирует в 4 кв 2016 г ввести в промышленную эксплуатацию группу Мессояхских месторождений, которая включает Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки недр.

Лицензии на оба блока принадлежат Мессояханефтегазу, паритетному СП Газпром нефти и Роснефти, Газпром нефть выполняет функции оператора проекта.

Так же компания в 2016 г завершила монтаж нефтетерминала Ворота Арктики, предназначенного для обеспечения круглогодичной отгрузки нефти с Новопортовского месторождения.

Открытие нефтеналивного терминала прошло 25 мая 2016 г при участии В. Путина.

Кроме того, Газпром нефть в сентябре 2015 г  ввела в эксплуатацию Южно-Приобский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) - совместный проект Газпром нефти и СИБУРа.

Мощность завода составляет 350 тыс т/год широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) и 750 млн сухого отбензиненного газа м3/в год.

Объем переработки нефти на НПЗ компании составил 43,1 млн т.

В 2015 г Газпром нефть продолжила реализацию 2го этапа масштабной программы модернизации собственных НПЗ, направленного на повышение глубины переработки нефти и увеличение выхода светлых нефтепродуктов.

На Московском НПЗ  (МНПЗ) началось строительство биологических очистных сооружений Биосфера – 1го из важнейших экологических проектов компании, введена в эксплуатацию новая газофракционирующая установка.

На Омском НПЗ (ОНПЗ) завершилась масштабная реконструкция установки первичной переработки нефти и комплекса глубокой переработки мазута.

Несмотря на общее снижение динамики рынка, объемы продаж нефтепродуктов Газпром нефти в маржинальных сегментах сохранились на уровне 2014 г и составили 25,7 млн т.

При этом компания нарастила свою долю присутствия в премиальных каналах сбыта и на 2,5% увеличила объемы реализации нефтепродуктов через собственную сеть АЗС.

Как заявил глава Газпром нефти А. Дюков акционерам, компания завершила прошлый год беспрецедентным ростом объемов добычи и продемонстрировала устойчивость ключевых операционных и финансовых показателей.

Несмотря на внешние вызовы, Газпром нефть в 2015 г продолжила реализацию новых проектов как в добыче, так и в переработке, работала над повышением операционной эффективности, развитием и внедрением в производство собственных технологий.

На собрании рассказали о прорывах в освоении Баженовской свиты и о том, сколько компания планирует вложить средств в 2016 г.

Кроме того, по итогам оглашения финансовых показателей было принято решение и о выплате дивидендов за 2015 г.

Акционеры не стали оспаривать решения совета директоров и проголосовали за то, чтобы по итогам 2015 г направить на выплату дивидендов 30,7 млрд рублей.

Или 6,47 руб/акция с учетом выплаченных дивидендов по итогам первого полугодия 2015 г.

Это соответствует 28% от величины чистой прибыли  Газпром нефти по стандартам МСФО, которая по итогам 2015 г составила 109,7 млрд рублей.

nangs.org

Добыча нефти и газа – Сырьевая база и добыча – Обзор результатов – Годовой отчет ПАО «Газпром нефть» за 2017 г.

Добыча углеводородов (млн т н. э.) Источник: данные Компании

В 2017 г. добыча углеводородов с учетом доли в совместных предприятиях увеличилась на 4,1 % и составила 89,75 млн т н. э. Наибольший вклад в рост добычи внесло развитие новых крупных проектов в Арктической зоне Российской Федерации – Новопортовского, Восточно-Мессояхского и Приразломного месторождений, а также в Ираке. Суточная добыча углеводородов (в тысячах тонн нефтяного эквивалента) по Группе увеличилась на 4,4 % год к году.

Центр управления добычей

Технология B.4

до 15 % позволит снизить операционные затраты

«Информационные технологии существенно меняют современное производство, и цифровая трансформация уже сегодня дает «Газпром нефти» объективные конкурентные преимущества».

Александр Дюков Председатель правления ПАО «Газпром нефть»

Центр управления добычей (ЦУД) открыт в ноябре 2017 г. в дочерней компании «Газпромнефть-Хантос». Он объединил все ранее разработанные решения по повышению эффективности добычи.

Одна из ключевых систем ЦУДа – «цифровой двойник» процесса механизированного подъема жидкости. Он автоматически подбирает оптимальные режимы работы и прогнозирует поломки и сбои. Вся информация может быть визуализирована как на рабочих местах специалистов, так и на видеостене. За счет этого команда может быстро принимать решения и отслеживать, как они выполняются.

Сейчас завершается тестирование «цифровых двойников» систем подержания пластового давления, энергообеспечения, подготовки и утилизации попутного газа. По предварительным подсчетам, это должно сократить потери в два раза, операционные затраты – на 15 %. В дальнейшем «Газпром нефть» планирует открыть центры управления добычей в других дочерних обществах.

Добыча нефти

Добыча нефти (млн т) Источник: данные Компании

Добыча нефти и конденсата по Группе увеличилась год к году на 4,3 % и составила 62,43 млн т вследствие роста добычи на Новопортовском, Мессояхском и Приразломном месторождениях, а также в Ираке. По итогам 2017 г. Компания заняла третье место в России по объему добычи нефти после «Роснефти» и «ЛУКОЙЛа».

В предыдущем году «Газпром нефть» ввела в промышленную эксплуатацию два крупных месторождения – Новопортовское и Восточно-Мессояхское. На данный момент продолжается их освоение. Кроме того, в ближайшее время Компания начнет разрабатывать Северо-Самбургское и Тазовское месторождения. Созданная в регионе инфраструктура позволит начать разработку соседних месторождений как распределенного, так и нераспределенного фонда.

Высокотехнологичное бурение

Технология В.5

853 скважины сопровождал ЦУБ в 2017 г.

524 скважины в 2017 г. построены с МГРП

76 многозабойных скважин пробурено в 2017 г.

В «Газпром нефти» с 2012 года работает Центр управления бурением (ЦУБ). ЦУБ сопровождает более 60 % от всего объема бурения скважин в Компании, являющихся высокотехнологичными.

В 2017 году он сопровождал строительство более 850 скважин. Сейчас в Центре четыре круглосуточные смены, из них две постоянно актуализируют геологические модели скважин, а еще две отвечают за обновление инженерных расчетов. При необходимости привлекаются профильные эксперты по буровым и тампонажным растворам, заканчиванию скважин, гидроразрыву пласта, гибкой насосно-компрессорной трубе, управлению траекторией ствола и др. из технологического блока бурения и внутрискважинных работ.

Кроме того, с 2014 г. в Компании работает программа повышения эффективности бурения «Технический предел».  В ее основе – принцип непрерывного улучшения строительства скважин. Для этого нужно развитие лидерства сотрудников и распространение лучших практик среди всех добывающих предприятий. Цели трехлетней программы до 2018 г. – сокращение цикла строительства на 30 %, снижение капитальных затрат на 20 % и снижение LTIF Lost time injury frequency (LTIF) – частота травм с временной потерей трудоспособности на 1 млн человеко-часов. на 50 %. Большинство целей по итогам 2017 г. выполнено.

Добыча газа

Объем добычи газа по Группе вырос на 3,7 % к 2016 г. в основном вследствие роста утилизации ПНГ благодаря началу пусконаладочных работ установки комплексной подготовки газа на Новопортовском месторождении и вводу компрессорной станции на Еты-Пуровском месторождении в четвертом квартале 2016 г. Кроме того, выросла добыча природного газа в Ноябрьском регионе.

Добыча газа Консолидированные общества. (млрд м3) Источник: данные Компании

Компания активно развивает газовое направление деятельности, которое ориентировано на коммерциализацию запасов попутного и природного газа, добываемого на нефтяных месторождениях, и увеличение его стоимости. Разработка небольших газовых залежей, являющихся частью месторождений, на которых ведет добычу «Газпром нефть», будет способствовать повышению экономической эффективности использования запасов Компании и поможет довести объем производства углеводородов до 100 млн т н. э. в год, как это предусмотрено Стратегией развития Компании до 2025 г.

Сода-ПАВ-полимерное заводнение (ASP)

Технология В.6

172 млн т может составить дополнительная добыча на 10 объектах 67  % коэффициент извлечения нефти на пилотном участке применения ASP – 70  % снижение стоимости ПАВ российского производства по сравнению с импортными

Это химический метод увеличения нефтеотдачи с месторождений в поздней стадии разработки благодаря закачке в пласт смеси поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера.

Проект «РосПАВ», который реализует «Газпром нефть» с партнерами («Салым Петролеум Девелопмент», «Норкем» и Тюменский государственный университет), нацелен на создание эффективной смеси для производства в России.

Пилотные проекты запущены в 2016 г. на Западно-Салымском и Холмогорском месторождениях, а в 2017 г. – на Восточно-Мессояхском. Впервые в России синтезированы 11 новых ПАВ, способных заменить зарубежные аналоги. Успешное окончание испытаний позволит Компании перейти к промышленному внедрению технологии в Западной Сибири. По предварительным расчетам, при ее реализации на 10 крупнейших объектах Компании дополнительная добыча нефти составит 172 млн т.

ar2017.gazprom-neft.ru

Линия добычи – ДОБЫЧА – №141 (май 2017) – 2017 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

Запустив два крупнейших проекта — Мессояху и Новый Порт, — «Газпром нефть» создала прочную основу для развития на севере ЯНАО и роста добычи в ближайшие годы. Однако сегодня в фокусе внимания компании оказываются и новые регионы и направления. Это и проекты в малоизученной Восточной Сибири, геологоразведочные и опытно-промышленные работы на которых идут уже не один год, и новые активы в традиционных регионах присутствия. Что касается более отдаленной перспективы, основой развития «Газпром нефти» должны стать шельфовые проекты, а также освоение баженовской свиты и ачимовских залежей

Северная нефть

В 2016 году «Газпром нефть» ввела в эксплуатацию первую очередь Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения. Сегодня это самое северное континентальное месторождение России, введенное в разработку. Лицензия на разведку и освоение актива принадлежит «Мессояханефтегазу» — совместному предприятию «Газпром нефти» (осуществляет операционное управление проектом) и «Роснефти».

Хотя Мессояхская группа месторождений была открыта еще в 1980-х годах, ее разработка долгое время откладывалась из-за отсутствия в регионе транспортной инфраструктуры. Активная подготовка к освоению актива началась после решения о строительстве нефтепровода Заполярье-Пурпе, связывающего северные месторождения Тюменской области с нефтепроводной системой Восточная Сибирь — Тихий океан.

Восточно-Мессояхское месторождение отличается непростым геологическим строением: мощные газовые шапки, расчлененные, гидродинамически не связанные залежи, коллекторы с изменчивыми свойствами — все эти особенности вызвали немало сложностей при создании геологической модели и концепта разработки актива. Первые разведочные скважины и вовсе оказались сухими. Изменение представлений о геологии месторождения заставляло на ходу пересматривать планы бурения и обустройства инфраструктуры.

Для «Газпром нефти» Мессояха — один из самых высокотехнологичных активов, разработка которого без применения инноваций была бы невозможна. Добыча здесь ведется только из горизонтальных скважин с длиной горизонтальных участков около 1 км. Чтобы повысить нефтеотдачу и охватить как можно больше нефтеносных пропластков, здесь бурят «фишбоны» — горизонтальные скважины с несколькими боковыми ответвлениями.

Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское месторождения расположены на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от Нового Уренгоя

473 000 000 тонн нефти и газового конденсата и 188 млрд кубометров газа составляют извлекаемые геологические запасы Мессояхской группы месторождений

запасов нефти Мессояхи — тяжелая, высоковязкая, смолистая, с низким содержанием светлых фракций

85 000 000 000 рублей составили инвестиции в проект Мессояха в 2010–2016 гг. Всего же до 2040 года в разработку месторождений планируется инвестировать 256 млрд рублей

Нефть Мессояхи вязкая и холодная, однако первоначальные опасения о возможных связанных с этим сложностях не оправдались. Несмотря на то что температура окружающей среды в регионе зимой опускается до —50—60 °C, в основном здесь используются стандартные технологии подготовки и транспортировки нефти. Дополнительный обогрев потребовался лишь на некоторых участках внутрипромысловых трубопроводов малого диаметра. Что же касается 98-километрового напорного нефтепровода, соединяющего месторождение с транспортной системой «Транснефти», в нем требуемая температура поддерживается лишь благодаря теплоизоляции.

Однако заполярная тундра — край вечной мерзлоты, и это требует особых подходов при строительстве инфраструктуры: чтобы избежать растепления вечномерзлых грунтов, все объекты подняты над поверхностью земли на сваях. Для этого на месторождение потребовалось доставить около 50 тыс. тонн свай. Забивка свайных полей заняла почти полтора года.

Отдельной непростой задачей стала организация доставки всех необходимых материалов и оборудования по территории, где нет стационарных дорог. Основой логистики стали зимние дороги, время действия которых в связи с глобальным потеплением становится все короче. Зимой же их работа то и дело прерывается метелями, которых в этих широтах бывает немало. Между тем грузопоток был впечатляющим. Если в 2014 году на месторождение доставили 32 тыс. тонн грузов, то в 2015-м — 176 тыс. тонн, а в 2016-м — уже 215 тыс. тонн.

При проектировании и строительстве напорного нефтепровода были учтены не только суровые климатические условия и сложный рельеф со множеством рек и ручьев, но и расположение священных для коренных жителей мест и оленьих пастбищ. На путях миграции оленьих стад были организованы специальные наземные переходы. А при пересечении рек, чтобы не нанести вреда экосистеме арктических водоемов, трубу прокладывали под их руслами методом наклонно-направленного бурения.

По планам к 2018 году добыча нефти на Восточно-Мессояхском месторождении должна достигнуть примерно 4 млн тонн в год. Выход к 2020 году на пиковую добычу в 6,5 млн тонн в год потребует строительства второй очереди инфраструктуры. Она сможет обслуживать и Западно-Мессояхское месторождение, разработка которого запланирована на более поздний срок.

Нефтегазовый кластер на Ямале

Помимо Мессояхи и Нового Порта к развивающейся нефтегазовой провинции на севере ЯНАО относятся еще несколько новых активов «Газпром нефти». Это Каменномысский нефтегазовый участок (сухопутная часть) с запасами 34,4 млрд кубометров газа, аукцион по которому «Газпром нефть» выиграла в 2016 году, а также Тазовское (72 млн тонн нефти, 4,6 млн тонн конденсата, 183,3 млрд куб. м свободного газа) и Северо-Самбургское (90,5 млн тонн нефти) месторождения, лицензии на которые компания получила в 2017 году.

В статусе оператора разработки в первом квартале 2017 года «Газпром нефть» переиспытала две скважины на Тазовском месторождении и начала подготовку к кустовому бурению. На Северо-Самбургском участке расконсервированы и переиспытаны две нефтяные скважины, проведены сейсмические исследования 3D, пилотное бурение намечено на зимний сезон 2017–2018 годов. Разработка этих месторождений позволит более эффективно использовать созданную в регионе инфраструктуру.

Курс на Новый Порт

Еще один стратегический проект «Газпром нефти» на Ямале — освоение Новопортовского месторождения. В 2016 году, после ввода в эксплуатацию ледового нефтеналивного терминала «Ворота Арктики», компания приступила к круглогодичной отгрузке нефти Нового Порта.

Новопортовское — первое месторождение углеводородов, открытое на полуострове Ямал. Наличие здесь значительных запасов нефти и газа было доказано еще в 1964 году, но отсутствие транспортной инфраструктуры долгое время оставалось непреодолимым фактором. К 1987 году на месторождении было пробурено 117 разведочных скважин, однако в активную фазу проект освоения актива вступил лишь после 2010 года, когда «Газпром» принял решение о его передаче «Газпром нефти». Сегодня оператором проекта выступает «Газпромнефть-Ямал».

До 2014 года на месторождении проводились геологоразведка и опытно-промышленные работы. Затем началось бурение эксплуатационных скважин. К настоящему времени объем инвестиций в развитие Новопортовского месторождения составил 186 млрд рублей, ожидаемые налоговые поступления за время реализации проекта превысят 1,5 трлн рублей.

Новопортовская свита включает несколько пластов, наиболее продуктивный из которых — пласт НП-4. Именно из него сегодня идет основная добыча. В 2017 году началась разработка нового нефтяного пласта — НП-8. Это второй по продуктивности пласт месторождения, который в ближайшие три года обеспечит около 25% добычи, а за весь период эксплуатации даст более 10% всей нефти Нового Порта. Всего до конца 2017 года на пласт НП-8 планируется пробурить 14, а до конца 2019-го — 50 нефтяных скважин.

Новопортовское месторождение расположено за Полярным кругом в юго-восточной части полуострова Ямал, в 250 км к северу от Надыма и в 30 км от побережья Обской губы

250 000 000 тонн нефти и 320 млрд кубометров газа (с учетом палеозойских отложений) составляют извлекаемые запасы Новопортовского месторождения

Novy Port — сорт нефти, добываемый на Новопортовском месторождении. Относится к категории легких.

186 000 000 000 рублей «Газпром нефть» инвестировала в развитие Новопортовского месторождения

Долгое время главным вызовом при разработке Нового Порта оставалась сложность транспортировки добываемого сырья. В итоге оптимальным решением была признана морская отгрузка нефти через мыс Каменный. В 2011 году опытная проводка атомного ледокола из порта Сабетта до мыса Каменного подтвердила возможность вывоза нефти морским путем и в зимний период. А первый танкер с ямальской нефтью отправился по Северному морскому пути к европейским потребителям летом 2014 года.

Баженовская перспектива

Освоение нефти баженовской свиты входит в разряд стратегических задач «Газпром нефти». Это геологическая формация, располагающаяся на глубине 2–3 тыс. м на территории Западной Сибири и содержащая огромные нефтяные ресурсы: от 100 до 170 млрд тонн. Однако извлечь их чрезвычайно трудно, ведь породы баженовской свиты имеют очень низкую проницаемость.

В «Газпром нефти» первый проект целенаправленного изучения этой формации для оценки потенциала ее вовлечения в разработку был запущен в 2013 году на Пальяновской площади Красноленинского месторождения. В рамках проекта разработан комплекс технологий, уже позволивший достичь больших успехов: две горизонтальные скважины, пробуренные в 2016 году, дали заметный приток нефти, подтвердив правильность выдвинутых гипотез.

В мае 2017 года Министерство энергетики РФ присвоило проекту «Газпром нефти» по изучению баженовской свиты статус национального. Отработка и совершенствование подхода продолжатся на базе центра, который создается на территории Ханты-Мансийского автономного округа совместно с администрацией ХМАО-Югры. В случае успешной реализации проекта уровень добычи «Газпром нефти» из залежей баженовской свиты в 2025 году может составить около 2,5 млн тонн в год.

С 2016 года отгрузка нефти на танкеры осуществляется с нефтеналивного терминала «Ворота Арктики», установленного в акватории Обской губы в 3,5 км от берега. Это уникальное техническое сооружение, рассчитанное на работу в экстремальных условиях. Терминал оснащен двух-уровневой системой противоаварийной защиты и отвечает самым жестким требованиям в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Технология «нулевого сброса» исключает попадание любых посторонних веществ в Обскую губу. Подводный трубопровод защищен дополнительной бетонной оболочкой.

Полномасштабную разработку Новопортовского месторождения сдерживали не только сложности с вывозом нефти, но и несовершенство технологий добычи. Низкопроницаемые коллекторы, расчлененность залежей, мощная газовая шапка требовали строительства горизонтальных и многоствольных скважин, проведения многостадийных гидроразрывов пласта. В 2016 году на Новопортовском месторождении была пробурена скважина с длиной горизонтального участка ствола 2000 метров — рекордный показатель для компании. А в 2017 году здесь успешно провели 20-стадийный гидроразрыв пласта по прогрессивной «бесшаровой» технологии.

Особенность Новопортовского месторождения — серьезный газовый фактор. Часть добываемого здесь попутного газа (ПНГ) предполагается закачивать обратно в газовую шапку для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи. Для этого на месторождении строится крупнейшая в России установка по закачке ПНГ в пласт, которая начнет работу летом 2017 года. В это же время будет принято решение о целесообразности строительства газопровода по дну Обской губы, который позволит монетизировать часть добываемого на Новопортовском месторождении газа.

Сейчас на месторождении эксплуатируется 85 скважин дебитом от 50 до 1100 тонн нефти в сутки, в том числе в 2017 году было завершено строительство 19 скважин суммарным дебитом 5163 тонны нефти в сутки. К маю этого года накопленная добыча на активе достигла 5 млн тонн. А в целом за 2017 год планируется добыть не менее 6 млн тонн нефти.

Новое развитие на старых активах

Ноябрьск — старейший регион присутствия «Газпром нефти». Большинство разрабатываемых здесь месторождений находится на поздних стадиях добычи. Однако открытие 2016 года делает регион новой перспективной точкой развития для группы компаний в целом, а для «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» обеспечивает стабильный рост добычи вплоть до 2025 года.

До недавнего времени Отдаленная группа месторождений (ОГМ) включала пять месторождений: Холмистое, Чатылькинское, Воргенское, Южно-Удмуртское и Равнинное. Их подтвержденные извлекаемые запасы составляли около 16 млн тонн нефти. Три из пяти (Холмистое, Чатылькинское и Воргенское) находились в эксплуатации, еще два были слишком малы для того, чтобы добыча на них могла стать рентабельной.

В 2016 году на Западно-Чатылькинском лицензионном участке, где в течение двух лет велись сейсморазведочные работы в 3D, были обнаружены ранее неизвестные залежи нефти. По предварительным оценкам, извлекаемые запасы всех залежей Западно-Чатылькинского месторождения и смежных с ним территорий могут составить от 40 до 70 млн тонн. При этом общие объемы запасов ОГМ вырастут в 4–5 раз.

более 40 000 000 тонн составят извлекаемые запасы Отдаленной группы месторождений

более 500 000 000 тонн нефти — извлекаемые запасы Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений

10 800 000 тонн в год составит добыча на месторождениях проектах Куюмба к 2029 году

Открытие существенно изменило ситуацию на всем активе: синергетический эффект от создания общей инфраструктуры позволит ввести в разработку прежде нерентабельные запасы. В результате пиковая добыча проекта ОГМ может составить здесь около 3 млн тонн нефти в год. Большим преимуществом станет и скорость ввода этих запасов: первая нефть на вновь открытом месторождении начнет добываться уже в 2018 году, а в 2023 году оно выйдет на этап промышленной эксплуатации.

Продвижение на восток

В перспективном портфеле «Газпром нефти» проект разработки Куюмбинской группы месторождений в Эвенкийском районе Красноярского края — один из крупнейших. Лицензии принадлежат компании «Славнефть-Красноярскнефтегаз» — совместному предприятию с равными долями «Газпром нефти» и «Роснефти». Наиболее крупные месторождения проекта — Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское.

Куюмбинское месторождение было открыто в 1973 году, однако долгое время оставалось законсервированным: в регионе отсутствовала инфраструктура, которая обеспечивала бы транспортировку нефти потребителям. Ситуация изменилась после запуска трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО) и принятия решения о строительстве «Транснефтью» ветки Куюмба — Тайшет протяженностью почти 700 км.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов к промышленной разработке. Пока принято решение о разработке двух зон, где ранее проводились опытно-промышленные работы. Планируемый уровень добычи — 1,6 млн тонн нефти в год, однако в случае успеха геологических работ он может быть увеличен. В начале 2017 года нефтепровод Куюмба — Тайшет был введен в эксплуатацию, а на Куюмбинском месторождении между тем началась реализация программы «Ранняя нефть». За год планируют добыть в общей сложности 295 тыс. тонн нефти. Полномасштабный запуск месторождения назначен на конец 2018 года.

Приближение Ачимовки

Огромный потенциал будущего развития связан и с освоением ачимовских отложений, распределенных практически по всей территории Западной Сибири. Ресурсы этого типа у «Газпром нефти» составляют более 10 млрд тонн нефти. Еще почти столько же состоит на балансе совместных предприятий и «Газпрома».

Небольшая часть ачимовской нефти находится в разработке уже сейчас, однако в основном эти ресурсы пока недоступны из-за своей низкой проницаемости. Возможности их промышленного освоения связаны с развитием технологий горизонтального бурения и стимулирования пласта. Но, как и баженовская свита, ачимовские залежи сильно различаются по своим характеристикам от региона к региону. Для определения наиболее перспективных участков и отработки технологии вовлечения этих запасов в компании создан проектный офис «Большая Ачимовка».

Чона — еще один крупный проект компании в Восточной Сибири, на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия), в 100 км от трубопровода ВСТО. В советский период Чонские месторождения, как и другие запасы Восточной Сибири, оставались за периметром активных разработок, хотя здесь велись геологоразведочные работы. К результатам исследований вернулись лишь в 2000-х, когда на правительственном уровне было принято решение о масштабном освоении Сибирской платформы и строительстве нефтепроводной системы ВСТО.

210 000 000 тонн нефти и 270 млрд кубометров газа — начальные извлекаемые запасы Чонского проекта «Газпром нефти»

В 2011 году специалисты Научно-технического центра «Газпром нефти» проанализировали все имеющиеся данные по лицензионным участкам проекта и построили единую сейсмогеологическую модель, впоследствии подтвержденную результатами бурения. Эта масштабная работа позволила обосновать значительный прирост запасов проекта.

Сейчас на Чоне продолжается поисково-разведочное бурение, а также ведутся опытно-промышленные работы, направленные на определение оптимальной схемы разработки. Плановая дата ввода месторождений в промышленную эксплуатацию — 2021 год.

Выход в море

Помимо Приразломного месторождения, добыча нефти на котором началась еще в 2013 году, «Газпром нефть» имеет лицензии на несколько участков шельфа, где ведутся геологоразведочные работы. Промышленная разработка этих месторождений — вопрос не завтрашнего дня. Однако с учетом сложности проектов подготовка к их реализации идет уже сегодня.

Аяшский лицензионный участок в Охотском море расположен рядом с месторождениями проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Площадь участка — более 4 тыс. км2, около половины из которых уже охвачено 3D-сейсморазведкой. В 2016 году по результатам анализа геолого-геофизической информации были выбраны наиболее перспективные структуры для бурения поисково-разведочных скважин. Строительство первой такой скважины начнется в июне 2017 года.

Всего лишь в 60 км от Приразломного в центральной части Печорского моря расположено Долгинское нефтяное месторождение. На участке уже проведены 2D- и 3D-сейсморазведочные работы, а также пробурены четыре разведочные скважины. В 2017-м здесь планируется продолжить 3D-сейсморазведку. Полученные данные позволят актуализировать геологическую модель актива и приступить в 2018–2019 гг. к строительству поисково-оценочной скважины на девонские отложения.

«Газпром нефть» ведет геологоразведочные работы сразу на нескольких участках шельфа Охотского, Баренцева и Чукотского морей. Их разработка — вопрос отдаленной перспективы, но подготовка к ней уже началась

более 100 000 000 тонн условного топлива составляют геологические ресурсы Аяшского лицензионного участка на шельфе Охотского моря

Еще один лицензионный участок в Печорском море — Северо-Западный. Проведенные здесь сейсморазведочные работы категории 2D объемом 12,8 тыс. погонных км позволили выявить несколько групп перспективных структур. В 2017 году компания планирует выполнить технико-экономическую оценку освоения потенциальных месторождений, а в 2018-м — начать сейсморазведку в 3D.

Хейсовский лицензионный участок находится в северной части Баренцева моря. Глубина моря здесь доходит до 500 м, а природно-климатические условия чрезвычайно сложны: на северо-западе и северо-востоке от участка льды могут держаться круглый год. Степень изученности блока пока невысокая. В 2017 году планируется завершить работы по построению региональной бассейновой модели участка, а в 2018–2020 гг. — продолжить сейсморазведочные работы 2D.

В июне 2014 года «Газпромнефть-Сахалин» также получила право на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов в пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка, который занимает 117 тыс. км2 на северо-востоке Восточно-Сибирского и северо-западе Чукотского морей. В 2017 году планируется выполнить расчет прогнозных технологических показателей разработки и характеристик потенциальных месторождений, а также начать подготовку к проведению 2D-сейсморазведочных работ 2018–2020 гг.

www.gazprom-neft.ru

Совет директоров «Газпром нефти» рассмотрел предварительные итоги работы компании в 2015 году и планы на 2016 год — ПАО «Газпром нефть»

25 декабря 2015, пресс-релиз

Совет директоров «Газпром нефти» рассмотрел предварительные итоги исполнения инвестиционной программы и бюджета в 2015 году, а также планы на 2016 год.

В 2015 году объем добычи углеводородов ожидается на уровне 79,7 млн тонн н.э. — на 20,3% больше, чем в 2014 году. Объем переработки составит 43 млн тонн, объем премиальных продаж (сеть АЗС, реализация авиакеросина и бункерного топлива, продажа масел и битумов) — 25,7 млн тонн.

В текущем году «Газпром нефть» завершила монтаж отгрузочного терминала «Ворота Арктики» в Обской губе на севере Ямала для обеспечения круглогодичной отгрузки нефти с Новопортовского месторождения, запустила Южно-Приобский ГПЗ в Ханты-Мансийске. На Приразломном месторождении в Арктике продолжается бурение, растет добыча. Компания значительно продвинулась в подготовке ко вводу в эксплуатацию Мессояхских месторождений. На Омском нефтеперерабатывающем заводе компании выведена на проектную мощность эстакада по приему конденсата, на Московском НПЗ начала работу газофракционирующая установка. «Газпром нефть» приступила к реализации второго этапа масштабной программы модернизации собственных НПЗ, направленного на повышение глубины переработки нефти и увеличение выхода светлых нефтепродуктов. По итогам отчетного периода компания остается одним из лидеров нефтяной отрасли по эффективности — показателям удельной чистой прибыли, удельного операционного денежного потока и возврата на собственный капитал (ROACE). Прогнозируемое освоение инвестиций в группе компаний «Газпром нефть» в 2015 году достигнет 343 млрд руб. без учета совместных предприятий.

Также Совет директоров рассмотрел бюджет компании на 2016 год. В частности, инвестиционная программа группы компаний «Газпром нефть» в 2016 году предусматривает освоение инвестиций в размере 362 млрд руб., что превышает ожидаемый уровень 2015 года. В рамках реализации долгосрочной стратегии развития «Газпром нефти» в 2016-2017 годах будет пройден пик инвестиций крупнейших добычных проектов: запуск Новопортовского и Мессояхских месторождений.

Советом директоров принята к сведению информация о мероприятиях, направленных на снижение воздействия Омского и Московского нефтеперерабатывающих заводов на окружающую среду.

Важная часть реализуемой «Газпром нефтью» программы модернизации НПЗ — экологические проекты. Обеспечение экологической безопасности осуществляется по следующим основным направлениям: охрана атмосферного воздуха и геологической среды, обращение с отходами производства, обеспечение эффективной очистки сточных вод. Значительное внимание уделяется ликвидации так называемого «исторического наследия» — нефтесодержащих отходов, накопленных предприятиями до вхождения в «Газпром нефть».

Выбросы НПЗ компании в атмосферу с 2010 по 2015 год сократились на 34%. На МНПЗ это достигнуто в результате реконструкции установок производства серы и битума, вывода из эксплуатации малой битумной установки и старых механических очистных сооружений. На Московском НПЗ в 2015 году внедрена автоматизированная система мониторинга атмосферного воздуха (АСМВ). Уникальная для российских нефтеперерабатывающих предприятий система позволяет в режиме реального времени получать информацию о состоянии атмосферного воздуха на территории завода, а с помощью автоматизированных постов контроля — в его окрестностях. На Омском НПЗ введены в эксплуатацию эстакады герметичного налива битумов для их отгрузки в железнодорожный и автомобильный транспорт, оптимизирована работа технологических печей, резервуары оснащены специальными понтонами, исключающими испарение нефтепродуктов. Планируется, что за счет ввода новых технологических мощностей и внедрения экологичных технологий производства к 2020 году выбросы Омского и Московского НПЗ в атмосферу снизятся еще на 32% от текущего уровня.

В 2015 году Московский НПЗ полностью завершил ликвидацию накопленных отходов. Ранее, в 2012-2013 годах, Московским НПЗ выполнена рекультивация грунтов прилегающей к территории завода водоохранной зоны Москва-реки.

На НПЗ компании в настоящее время проектируются и строятся современные очистные сооружения, ввод в эксплуатацию которых позволит снизить потребление воды в 1,5-2,5 раза, обеспечить стопроцентную очистку стоков и возвращать в производство до 75% воды. Осенью 2015 года на МНПЗ началось строительство комплекса «Биосфера», включающего биологические очистные сооружения и установку очистки сернисто-щелочных стоков. Ввод объекта в эксплуатацию запланирован в 2017 году. На Омском НПЗ планируется реализация комплекса мероприятий для улучшения качества очистки стоков. В частности, в 2018 году будут введены в эксплуатацию новые очистные сооружения.

Также Совет директоров принял к сведению информацию об изменении регламентирующих документов «Газпром нефти» в отношении закупок импортной продукции.

В «Газпром нефти» разработаны нормативные механизмы, позволяющие увеличить количество российских предприятий, участвующих в реализации проектов компании.

На сегодняшний день подписаны соглашения о стратегическом партнерстве с ведущими отечественными производителями. «Газпром нефть» участвует в проектах по импортозамещению в сфере развития отечественного производства катализаторов, компрессоров и насосов для нефтепереработки, комплектующих для шельфовых проектов, строительства морских буровых установок и судов обеспечения, внедрения высокотехнологичных сервисов для бурения, создания программных средств для сопровождения нефтесервисных услуг и развития производственных услуг для сланцевых проектов. Компания также планирует инициировать ряд проектов НИОКР в сфере нефтедобычи, что позволит более эффективно осуществлять разработку нетрадиционных запасов.

«В 2015 году „Газпром нефть“ сохранила лидирующие позиции в российской нефтяной отрасли и продемонстрировала рекордный рост добычи — более, чем на 20%. Полностью готово к началу круглогодичной отгрузки нефти Новопортовское месторождение. Это знаковый проект, в результате реализации которого на Ямале появится новая нефтяная провинция. На Мессояхских месторождениях в следующем году также планируется начало крупномасштабной разработки. На платформе „Приразломная“ „Газпром нефть“ добыла миллионную тонну нефти, укрепив свои позиции на российском арктическом шельфе. Нефтеперерабатывающие активы компании перешли ко второму этапу масштабной программы модернизации, направленному на повышение глубины переработки нефти и увеличение выхода светлых нефтепродуктов. „Газпром нефть“ уделяет большое внимание использованию современных технологий для обеспечения экологической безопасности собственных НПЗ, что позволит к 2020 году вывести активы компании на мировой уровень не только по глубине и эффективности переработки, но и по экологическим показателям. Компания уверенно движется к своим стратегическим приоритетам. И одним из ключевых элементов, которые обеспечат „Газпром нефти“ успех на этом пути, является создание и развитие отечественных технологий — направление, которым в настоящее время активно занимается компания», — отметил Председатель Совета директоров «Газпром нефти» Алексей Миллер.

Теги: стратегия, управление

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть»: амбициозные планы дочки «Газпрома»

«Газпром нефть» ведет работу в крупнейших нефтегазоносных регионах РФ, продукция компании экспортируется в более чем 50 стран мира и реализуется на всей территории РФ. В структуру ПАО входят более 70 нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и сбытовых предприятий в России, странах ближнего и дальнего зарубежья.

Ресурсная база

Согласно данным отчета DeGolyer and MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2016 года суммарные запасы углеводородов «Газпром нефти» (с учетом доли в совместных предприятиях) по категориям «доказанные» и «вероятные» составляли 2,72 млрд тонн нефтяного эквивалента (н. э.). По сравнению с 2015 годом зафиксирован рост 0,8%.

Обеспеченность «Газпром нефти» доказанными запасами углеводородов составляет 18 лет, при этом добыча в 2016 году была возмещена новыми запасами на 122%. Компания и ее дочерние общества обладают правами на пользование недрами более чем на 90 лицензионных участках в регионах России, а также за ее пределами. Основным фактором прироста ресурсной базы стало применение новых технологий в эксплуатационном бурении и эффективное планирование геологоразведочных работ. В 2016 году было открыто три новых месторождения и 26 залежей углеводородов.

2 мая 2017 года компанией получена лицензия на разработку двух новых активов в Ямало-Ненецком автономном округе. Право пользования недрами Тазовского участка действует до 2025 года, Северо-Самбургского – до 2027 года. 12 мая «Газпром нефть» получила лицензию на Новосамарское месторождение в Оренбургской области сроком до 5 мая 2037 года.

Добыча углеводородов

«Газпром нефть» входит в четверку крупнейших российских компаний по объему добычи нефти. В 2016 году по сравнению с 2015 годом компания увеличила добычу углеводородов на 8,2%, до 86,20 млн тонн н. э. Добыча в I квартале 2017 года с учетом доли в СП составила 21,95 млн тонн н. э. (+4,8% к I кварталу 2016 года).

В России добывающие предприятия компании разрабатывают месторождения в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономном округе, в Омской, Томской, Тюменской,

oilcapital.ru

«Газпром нефть» рассчитывает, что сделка ОПЕК+ будет краткосрочной — ПАО «Газпром нефть»

Интервью первого заместителя генерального директора «Газпром нефти» Вадима Яковлева

Информационное агентство Reuters

Глобальная сделка по сокращению добычи нефти ОПЕК+ заставляет российскую энергетическую компанию «Газпром нефть» сдерживать амбициозные планы роста, сказал в интервью первый заместитель генерального директора компании Вадим Яковлев.

По словам В.Яковлева, «Газпром нефть», которая является наиболее динамично развивающейся нефтяной компанией в России, рассматривает сделку как краткосрочную.

Ближневосточные активы «Газпром нефти» имеют для компании стратегическое значение, развитие в этом регионе продолжится.

Организация стран-экспортеров нефти и другие ведущие нефтедобывающие государства, включая Россию, согласилась сократить свою добычу примерно на 1,8 млн баррелей в сутки. Это соглашение действует до конца марта 2018 года. Были разнонаправленные сигналы о возможности продления сделки, недавно Президент России Владимир Путин предположил, что пакт может действовать до конца следующего года.

В.Яковлев подчеркнул, что некоторые российские компании разочарованы сделкой, которая заставила их сократить производство с 30-летних максимумов, достигнутых в октябре 2016 года — базовой даты соглашения.

«Сегодня мы работаем в условиях неопределенности относительно продления сделки ОПЕК+», — сказал В.Яковлев в интервью агентству Reuters.

«Компании, участвующие в этом соглашении, платят разную цену. Эффект для всех одинаковый, но вклад компаний в сделку — разный», — сказал В.Яковлев.

«Это связано с возможностями игроков рынка по увеличению добычи — мы имеем такую возможность и вынуждены „наступать на горло собственной песне“. „Газпром нефть“ вносит в сделку большой вклад. Для нас этот вопрос является очень чувствительным, так как сдерживает развитие наших месторождений».

По словам В.Яковлева, «Газпром нефть» планирует увеличить добычу нефти в 2018 году.

«В любом случае, мы рассматриваем эту сделку как краткосрочную», — сказал Яковлев.

Благодаря вводу в эксплуатацию новых месторождений «Газпром нефть» стала самой быстрорастущей российской нефтяной компанией — в прошлом году добыча составила 86,2 млн. т.н.э. В 2017 году «Газпром нефть» планирует увеличить этот показатель до 89,4 млн т.н.э. В 2018 году — в планах добыть не менее 90 млн. т.н.э.

Добыча «Газпром нефти» выросла на 20% в 2015 году и на 8% в 2016 году. В текущем году добыча нефти вырастет до 62 млн тонн, в 2018 году — до 63 млн тонн.

«Наше предложение Совету директоров — добыча на 2018 год в объеме не менее 90 млн тонн углеводородов, в том числе более 63 млн тонн нефти и конденсата», — сказал В.Яковлев, уточнив, что крупные новые месторождения (Новопортовское, Восточно-Мессояхское и Приразломное) сохранят темпы роста в 2018 году.

«Газпром нефть» ведет добычу на иракском месторождении Бадра. Ожидается, что в 2018 году производство здесь останется на уровне 85-90 тыс. баррелей в сутки, а в будущем выйдет на полку в 110 тыс. баррелей в день, сказал В.Яковлев.

Правительство Ирака обратилось к иностранным компаниям с просьбой сократить расходы на реализацию нефтяных проектов, чтобы снизить собственные затраты. «Газпром нефть» и «ЛУКОЙЛ» скорректировали свои планы.

В.Яковлев подтвердил, что «Газпром нефть» не получала от правительства Ирака просьбы сократить производство.

«Газпром нефть» не исключает возможности участия в освоении двух нефтяных месторождений в соседнем Иране — Шангуле и Чешмеш-Хош.

Ранее Иранские власти объявили, что рассчитывают заключить сделки с российскими компаниями в ближайшие пять-шесть месяцев.

«Мы сделали свои предложения, которые сейчас обсуждаем с Министерством нефти и Национальной Иранской нефтяной компанией», — сказал В.Яковлев.

www.gazprom-neft.ru


Смотрите также