Добыча на карте. Газпромнефть добыча нефти 2016


Добыча на карте – АКТИВЫ – №133 (июль-август 2016) – 2016 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

Разработка новых залежей нефти — первостепенная задача для компании, претендующей на лидерство в отрасли. В «Газпром нефти» освоение таких месторождений строится на проектной основе. Сегодня в портфеле компании восемь новых проектов, каждый из которых можно назвать уникальным — по географическим, геологическим или климатическим параметрам. Согласно принятой стратегии, именно проекты, введенные в строй в последнее десятилетие, к 2020 году должны обеспечивать половину всего объема добычи «Газпром нефти»

Новый Порт

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-восточной части полуострова Ямал — в 250 км к северу от Надыма, в 30 км от побережья Обской губы. Извлекаемые запасы составляют более 250 млн тонн нефти и конденсата и более 320 млрд кубометров газа. Опытно-промышленная эксплуатация месторождения началась в 2012 году. Добываемый здесь новый сорт нефти, получивший название Novy Port, относится к категории легких.

Для Новопортовского месторождения просчитывалось несколько вариантов транспортировки сырья. Изначально единственным способом вывоза нефти на большую землю были зимники, прокладываемые к железнодорожной станции Паюта, расположенной в 200 км от месторождения. А в качестве оптимального пути была выбрана отгрузка морем через Мыс Каменный в Обской губе. Для этого «Газпром нефти» пришлось построить напорный нефтепровод протяженностью более 100 км. В 2014 году нефть Нового Порта была впервые отгружена в танкер и доставлена морским путем потребителям в Европу. В феврале 2015 года состоялась первая зимняя отгрузка нефти. Танкер в сопровождении атомного ледокола был отправлен по Северному морскому пути.

Уникальный ледовый нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» сооружен для отгрузки новопортовской нефти

Для осуществления круглогодичной отгрузки сырья в Обской губе сооружен ледовый нефтеналивной терминал «Ворота Арктики», оснащенный двухуровневой системой противоаварийной защиты с гарантированным «нулевым сбросом», исключающим попадание любых посторонних веществ в акваторию. Это уникальное сооружение рассчитано на работу в экстремальных природно-климатических условиях: температура в регионе опускается ниже 50 градусов по Цельсию, толщина льда может превышать 2 м.

Мессояха

Группа Мессояхских месторождений (Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское) — самые северные запасы из разрабатываемых нефтяных месторождений России на суше. Расположены на Гыданском полуострове в 340 км к северу от Нового Уренгоя. Лицензия на недропользование принадлежит компании «Мессояханефтегаз», которая паритетно контролируется «Газпром нефтью» и «Роснефтью». Сегодня доказанные геологические запасы Мессояхской группы месторождений составляют более 470 млн тонн нефти и газового конденсата, а также 188 млрд кубометров природного и попутного газа. По отечественной классификации это уникальные месторождения.

Несколько десятков лет после открытия месторождения оставались невостребованными из-за отсутствия в регионе нефте- и газотранспортных коммуникаций. Ситуация изменилась только в 2011 году после начала строительства новой трубопроводной системы «Транснефти» Заполярье — Пурпе. В настоящее время на Восточно-Мессояхском месторождении завершается строительство производственной инфраструктуры. Обустраиваются кустовые площадки, ведутся пусконаладочные работы на центральном пункте сбора нефти, газотурбинной электростанции и приемо-сдаточном пункте. В мае этого года на проекте завершилось строительство напорного нефтепровода протяженностью 98 км до головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе. Запуск месторождения в эксплуатацию и подача первой нефти Мессояхи в систему «Транснефти» запланированы на осень 2016 года.

«Арктикгаз»

Проект объединяет группу месторождений, расположенных на севере Ямало-Ненецкого автономного округа, — Самбургское, Уренгойское, Восточно-Уренгойское и Северо-Есетинское месторождения, входящие в Самбургский лицензионный участок, а также Яро-Яхинский, Ево-Яхинский и Северо-Часельский лицензионные участки. Месторождения разрабатывает компания «Арктикгаз» — совместное предприятие «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа».

Промышленная разработка актива началась в апреле 2012 года с запуска Самбургского месторождения. Сегодня Самбургское, Уренгойское и Яро-Яхинское месторождения уже выведены на проектную мощность. Основное добываемое сырье — газ и газовый конденсат. Мощность Самбургского месторождения составляет около 7 млрд куб. м природного газа и 0,9 млн тонн газового конденсата в год.

Природный газ с месторождений компании поступает в Единую систему газоснабжения, газовый конденсат — в конденсатопровод Юрхарово — Пуровский завод по переработке конденсата. Развитие Самбургского месторождения также предполагает разработку нефтяных оторочек с подключением к нефтепроводу «Заполярье — Пурпе».

Месторождения «Арктикгаза» содержат крупные запасы газа и газового конденсата

Чона

Проект включает три лицензионных участка — Игнялинский, Тымпучиканский и Вакунайский, расположенные на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия), в 100 км от трубопровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО). Лицензии принадлежат дочернему обществу «Газпром нефти» — «Газпромнефть-Ангаре». По состоянию на 1 января 2016 года начальные извлекаемые запасы месторождения по категории С1 + С2 составляют 210 млн тонн нефти, 270 млрд кубометров газа.

210 млн тонн нефти составляют запасы Чонского проекта, по данным геологоразведки 2015 года

Для месторождений Чонского проекта характерно сложное геологическое строение, требующее применения нестандартных методов геологоразведки. Именно здесь компания впервые провела сейсморазведочные работы высокого разрешения по технологии 3D UniQ и применила метод комплексирования данных сейсмо- и электроразведки. В настоящее время 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.

Для месторождений Восточной Сибири характерно сложное геологическое строение, требующее тщательного изучения

Куюмба

В портфеле «Газпром нефти» проект разработки Куюмбинской группы месторождений — один из крупнейших. В него входят Куюмбинский, Терско-Камовский, Кординский, Абракупчинский и Подпорожный лицензионные участки, расположенные в Эвенкийском районе Красноярского края. Лицензии принадлежат компании «Славнефть-Красноярскнефтегаз» — совместному предприятию с равными долями «Газпром нефти» и «Роснефти». Наиболее крупные месторождения проекта — Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское (Терско-Камовский лицензионный участок), их извлекаемые запасы нефти категорий С1 и С2 оцениваются более чем в 500 млн тонн.

Открытое еще в 1973 году Куюмбинское месторождение долгое время оставалось законсервированным из-за отсутствия инфраструктуры для транспортировки нефти. Ситуация изменилась после запуска трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан 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 углеводородов к промышленной разработке. Запуск месторождения в полномасштабную эксплуатацию запланирован на 2018 год.

Бадра

Нефтяное месторождение Бадра, расположенное на территории провинции Вассит на востоке Ирака, — один из главных зарубежных добычных проектов «Газпром нефти». Геологические запасы Бадры оцениваются в 3 млрд баррелей (около 400 млн тонн) нефти сорта Basrah Light. «Газпром нефть» владеет 30-процентной долей в проекте и выполняет операторские функции.

Месторождение Бадра — одно из наиболее сложных по геологическому строению в Ираке. С серьезными трудностями пришлось столкнуться и при создании инфраструктуры на месторождении: во время ирано-иракской войны в районе Бадры пролегала линия фронта, территория была заминирована. Право на разработку месторождения было получено в декабре 2009 года. За четыре года здесь была построена первая очередь центрального пункта сбора нефти, а само месторождение соединено с магистральной трубопроводной системой Ирака 165-километровым трубопроводом. В мае 2014 года началась промышленная добыча нефти, а в августе того же года — коммерческая добыча и отгрузка сырья для отправки на экспортный терминал в городе Басра (Персидский залив).

Всего за несколько лет Бадра превратилась в один из самых высокотехнологичных активов компании

99% запланированный уровень утилизации попутного нефтяного газа на Бадре

Сегодня Бадра — это высокотехнологичный актив. На месторождении завершается строительство завода комплексной подготовки нефти и переработки попутного нефтяного газа (ПНГ), при разработке проекта которого впервые в «Газпром нефти» использовалось информационное 3D-моделирование. Реализация проекта должна довести уровень полезного использования ПНГ на месторождении до 99%. Также здесь будет построена установка грануляции серы для максимально эффективной утилизации сероводорода.

Гармиан

Еще один иракский проект «Газпром нефти» — месторождение Саркала, относящееся к блоку Гармиан. Находится в Курдском регионе Республики Ирак. Запасы на начало 2016 года оценивались в 50 млн тонн нефти. Разработка ведется совместным предприятием, в котором доля «Газпром нефти» составляет 40%, еще 40% принадлежит канадской компании WesternZagros Resources, а оставшуюся часть контролирует правительство Курдистана. В начале 2016 года Gazprom Neft Middle East, дочерняя компания «Газпром нефти», приняла месторождение Саркала в операторское управление.

Беспроводные сейсмические датчики «Газпром нефть» впервые использовала на курдских активах

Первая нефть на блоке Гармиан была получена в 2011 году, в 2015-м начата коммерческая отгрузка сырья. В настоящее время здесь продолжается доразведка и подготовка к полномасштабному освоению. На курдских активах «Газпром нефть» впервые применила ряд новых технологий. Так, здесь использовались беспроводные датчики для проведения сейсмических исследований — в дальнейшем этот метод лег в основу программы «Зеленая сейсмика», направленной на сокращение вырубки деревьев при работе в лесистой местности.

www.gazprom-neft.ru

По итогам 2017 года запасы углеводородов «Газпром нефти» составили 2,78 млрд тонн, уровень воспроизводства – 170% — ПАО «Газпром нефть»

20 февраля 2018

«Газпром нефть» завершила аудит запасов углеводородов за 2017 год. По состоянию на 31 декабря 2017 года суммарные запасы углеводородов компании (с учетом доли в совместных предприятиях*) категорий «доказанные» и «вероятные» (proved + probable — 2P) по международным стандартам SPE-PRMS** составили 2,78 млрд тонн нефтяного эквивалента. Рост запасов составил 2,3% по сравнению с аналогичным показателем 2016 года. Объем углеводородов, добытых в 2017 году (89,75 млн тонн н.э.), возмещен новыми запасами на 170%. Аудит запасов провела независимая международная консалтинговая компания DeGolyer and MacNaughton.

Научно-технический центр «Газпром нефти»

Доказанные запасы (proved, 1P) углеводородов «Газпром нефти» на конец 2017 года оцениваются в 1,52 млрд тонн н.э. — рост на 0,6% по сравнению с уровнем конца 2016 года. В этой категории запасов уровень воспроизводства составил 110%. Показатель обеспеченности добычи «Газпром нефти» доказанными запасами углеводородов (по стандартам SPE-PRMS) составляет 17 лет. По стандартам SEC** общие запасы углеводородов компании составили 1,34 млрд тонн н.э. (рост в 2017 году на 3,7%).

Приразломное месторождение в Печорском море

В отчетном периоде было завершено бурением 27 поисковых и разведочных скважин, проходка в разведочном бурении выросла в 2017 году на 41,2% (до 94,6 тыс. м). В прошедшем году на лицензионных участках группы открыто 4 новых месторождения и 42 залежи углеводородов.

Ключевыми позитивными факторами, позволившими компании нарастить ресурсную базу, стали совершенствование технологий геологоразведки и эксплуатационного бурения, а также внедрение динамического ранжирования всех опций компании. Значительный вклад в расширение ресурсной базы внесли новые активы «Газпром нефти» — месторождения Тазовское, Северо-Самбургское и Каменномысское.

Восточно-Мессояхское месторождение

В 2017 году впервые была проведена оценка перспективных ресурсов Арктического шельфа на лицензионных участках «Газпром нефти». По оценке DeGolyer and MacNaughton объемы перспективных ресурсов Арктического шельфа составили: нефти — 1,6 млрд тонн, газа — 3 трлн м3.

Новопортовское месторождение

«В прошедшем году „Газпром нефть“ продолжила последовательное развитие проектов разведки и добычи, а также провела работу по доступу к новым лицензионным участкам. Были совершены крупные открытия, которые сделали ресурсную базу компании еще более качественной и сбалансированной. Мы сохраняем в числе приоритетных векторов развития повышение качества освоения новых запасов, активную работу по изучению низкопроницаемых пластов и реализацию программы повышения эффективности добычи в традиционных регионах работы компании», — сказал первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев.

* Суммарные запасы «Газпром нефти» включают долю компании в запасах совместных предприятий «Славнефть», «Томскнефть», Salym Petroleum Development, «СеверЭнергия», «Мессояханефтегаз», «Нортгаз», а также активов в Ираке и Венесуэле. Запасы сербской NIS в приведенной оценке не учитываются.

** SPE-PRMS (Petroleum Resources Management System) — наиболее распространенная в мире система оценки запасов углеводородов. Разработана Обществом инженеров-нефтяников (Society of Petroleum Engineers, SPE). Система учитывает не только возможность обнаружения нефти и газа, но и экономическую эффективность извлечения углеводородов. Запасы оцениваются по трем категориям: «доказанные», «вероятные» и «возможные» (proved, probable, possible).

*** Система оценки запасов углеводородов, разработанная Комиссией по рынку ценных бумаг (SEC) США.

  • Фотогалерея «Разведка и добыча»:

Теги: геологоразведка, эффективность, добыча, запасы

www.gazprom-neft.ru

Новый отсчет – АКТИВЫ – №136 (ноябрь 2016) – 2016 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

Ноябрьск — старейший регион присутствия «Газпром нефти». Большинство разрабатываемых здесь месторождений относятся к категории зрелых. Тем важнее недавнее открытие, сделанное на новых лицензионных участках компании, — так называемой отдаленной группе месторождений. Благоприятные условия залегания углеводородного сырья, солидные стартовые дебиты скважин, высокое качество нефти и экономическая эффективность проекта закладывают основу для дальнейшего расширения ресурсной базы «Газпром нефти» в восточной части ЯНАО

Удачный кластер

До последнего времени отдаленная группа месторождений (ОГМ) включала пять ранее открытых месторождений: Холмистое, Чатылькинское, Воргенское, Южно-Удмуртское и Равнинное. Их подтвержденные извлекаемые запасы составляют около 16 млн тонн. Лицензии принадлежат «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазу». Три из пяти месторождений (Холмистое, Чатылькинское и Воргенское) уже находятся в эксплуатации, на них построена вся необходимая инфраструктура. Еще два слишком малы для того, чтобы добыча здесь могла стать рентабельной. Однако новые открытия на Западно-Чатылькинском лицензионном участке существенным образом меняют ситуацию на всем активе: синергетический эффект от создания общей инфраструктуры позволит ввести в разработку прежде нерентабельные запасы.

Помимо перечисленных месторождений, актив ОГМ включает семь лицензионных участков, на которых ведутся геологоразведочные работы. Они занимают около 15 тыс. км2, что соответствует примерно половине площади такого государства, как Бельгия. Для более эффективного освоения неизученные участки были разделены на два кластера — северный и южный. Северный кластер пока исследован лучше. За последние 2 года здесь были проведены сейсморазведочные работы в 3D, покрывшие площадь более 352 км2. После интерпретации полученных результатов были пробурены первые четыре поисково-оценочные скважины, открывшие дорогу к запасам в размере более 17 млн тонн нефти. Такой результат превысил ожидания геологов на 220 %! Новые залежи относятся к Западно-Чатылькинскому лицензионному участку.

Алексей Вашкевич,директор дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»:

Отдаленная группа месторождений важна для компании не только благодарю своему масштабу, хотя она, безусловно, внесет заметный вклад в реализацию наших стратегических целей по добыче нефти. Проект уникален и тем, как он был организован. Создание на базе «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» выделенной команды, сфокусированной на развитии ресурсной базы, позволило нам не только обнаружить очень привлекательные запасы в общем портфеле проектов компании, но и за два года вывести ОГМ на уровень крупного проекта. Сегодня аналогичную схему работы мы внедряем и в других дочерних обществах. В частности, она уже используется на проекте «Бажен» в «Газпромнефть-Хантосе» и на проекте «Палеозой» в «Газпромнефть-Востоке».

Поисковые скважины уже пробурены на четырех из десяти обнаруженных нефтяных ловушек

На южном кластере полномасштабные работы по построению актуальной 3D-модели еще не начались. Пока есть лишь данные 2D-исследований предыдущих периодов. Однако сегодня уже понятно, что именно южная часть будет представлять наибольший интерес. Здесь сконцентрировано существенно больше нефтяных ловушек разных размеров и форм, нежели на севере. 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 точные данные появятся, когда завершатся геологоразведочные работы.

Новое месторождение открыто в юрских отложениях сиговской свиты*, которую считают наиболее перспективной геологической формацией для поиска залежей нефти в южной части Ямало-Ненецкого автономного округа. Уже сейчас понятно, что речь идет о запасах очень высокого качества. Первые разведочные скважины дали беспрецедентный по нынешним временам фонтанирующий приток нефти дебитом 180–220 м3 / сут. Очевидно, что это открытие существенно повлияет как на судьбу ОГМ, так и на будущие показатели «Ноябрьскнефтегаза».

Новый взгляд на старые активы

Большинство крупных месторождений, которыми занимаются сегодня российские нефтяные компании, разведаны еще в советское время. При этом месторождения, считающиеся новыми, — это те, что долгое время оставались нерентабельными из-за удаленности или сложности запасов, для которых еще недавно не существовало подходящих технологий добычи. Это касается и заполярных проектов, и баженовской свиты. Крупных открытий за последние годы практически не было, исключения можно пересчитать по пальцам. Как заявил на Всероссийском съезде геологов в октябре этого года директор департамента государственной политики в области геологии и недропользования Минприроды РФ Алексей Орел, доля месторождений с запасами свыше 15 млн тонн нефти составляет сейчас менее 1% от общего числа открытий. На месторождения с запасами от 7 млн тонн до 15 млн тонн приходится только 1,6 %. В то время как почти 60 % недавно открытых залежей имеют запасы менее 300 тыс. тонн.

Инструмент, который позволяет сегодня открывать новые залежи в традиционных регионах нефтедобычи — высокоплотная 3D-сейсморазведка

Павел Крюков,генеральный директор «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»:

Мы находимся в начале реализации крайне амбициозных планов по развитию ресурсной базы предприятия. Отдаленная группа месторождений Пуровского и Красноселькупского районов в ближайшей перспективе не только компенсирует естественную убыль добычи, но и позволит нам уверенно наращивать объемы извлекаемого углеводородного сырья. Для «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», имеющего зрелые активы, это прочный задел для развития как самого предприятия, так и в целом Ноябрьского региона.

Что касается иностранных компаний, то падение цен заставило их пересматривать инвестиционные планы и отказываться от многих сложных проектов, которые стали нерентабельными. Фокус сместился на старые, давно разведанные нефтяные провинции. Однако сегодня на них приходят с современными методами геологоразведки: такие технологии, как высокоплотная 3D-сейсморазведка, позволяют обнаружить залежи нефти, которые раньше просто пропускали из-за недостатка геологической информации.

Дополнительное преимущество работы на уже освоенных территориях в том, что в таких регионах существует необходимая инфраструктура, и новые запасы достаточно быстро могут быть введены в разработку, а стоимость доступа к ним оказывается невысокой. Отдаленная группа месторождений в полной мере соответствует характеристикам подобных проектов.

Особенность «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», владеющего лицензиями на Западно-Чатылькинское и другие месторождения ОГМ, — большое количество активов на поздних этапах разработки. Отдаленная группа месторождений, напротив, находится в самом начале цепочки создания стоимости, поэтому для их развития была создана выделенная проектная команда. Время показало, что такой подход полностью себя оправдал. «Успех проекта отдаленной группы месторождений обусловлен тремя факторами, — считает начальник департамента по управлению крупными проектами геологоразведочных работ „Газпром нефти“ Юрий Масалкин. — Во-первых, это создание выделенной проектной команды, объединившей ключевые функции, необходимые для его развития: геологию, перспективное планирование и проектное управление. Во-вторых — целевое финансирование проекта, предполагающее, что выделенные ресурсы не могут быть потрачены на другие цели. В-третьих — активная поддержка со стороны ключевых руководителей. Все это вместе позволило быстрее принимать решения и продвигаться вперед в развитии проекта».

Успех по плану

Продолжение геологоразведочных работ в южной части Западно-Чатылькинского участка обещает еще более впечатляющие открытия

В ближайшее время работы по изучению Западно-Чатылькинского лицензионного участка будут продолжены. «Предстоит провести сейсморазведочные работы 3D на территории около 920 км2, а затем пробурить 6 поисковых скважин. Это позволит нам обнаружить новые залежи углеводородов. Поисковый этап геологоразведки продлится до конца 2019 года», — сообщил заместитель генерального директора по перспективному развитию и проектной деятельности «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» — руководитель проектного офиса Максим Николаев.

Планируется, что уже в 2018 году на северном участке будет пробурено 12 эксплуатационных скважин. По предварительной оценке, добыча на них составит около 800 тыс. тонн в год. На южном кластере первые эксплуатационные скважины будут построены пятью годами позже. В конце 2021 должно начаться строительство инфраструктуры, а в 2023 году месторождение выйдет на этап промышленной эксплуатации. Предполагается, что пик добычи будет достигнут после 2025 года.

Вопрос, на который еще предстоит найти ответ, — это пути утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Пока рассматривается два варианта. Согласно первому, попутный газ может быть направлен на готовящуюся к сдаче в эксплуатацию Еты-Пуровскую компрессорную станцию и далее — в систему магистральных газопроводов «Газпрома». Второй вариант — отправлять газ через Ярайнерское месторождение на Вынгапуровский газоперерабатывающий завод «Сибура». Наличие газовой инфраструктуры — важнейшее условие начала полномасштабной добычи нефти.

Открытие залежей нефти на Западно-Чатылькинском лицензионном участке делают отдаленную группу месторождений одним из ключевых проектов «Газпром нефти». Масштаб ОГМ с точки зрения годовых объемов добычи сопоставим с Мессояхой: пиковая добыча, по сегодняшним оценкам, составит здесь около 3 млн тонн нефти в год. При этом из-за низкой стоимости доступа к запасам экономические показатели будут заметно лучше. Большим преимуществом станет и скорость ввода этих запасов: первая нефть на месторождениях, открытых в этом году, начнет добываться уже в 2018 году.

Что касается «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», то ОГМ способна кардинальным образом изменить положение предприятия, основная часть активов которого — достаточно старые месторождения с падающей добычей. Проект позволит не просто поддерживать уровень добычи, но и демонстрировать стабильный рост вплоть до 2025 года. Пиковые показатели ОГМ могут достигать половины объемов нефти, извлекаемых предприятием сегодня.

Активы «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»

* Отложения сиговской свиты залегают на глубине 2,5–3 км в восточной части Западно-Сибирского региона. По своим свойствам относится к традиционным запасам

www.gazprom-neft.ru


Смотрите также