Запасы нефти газпромнефть


Фундаментальный ресурс – ДОБЫЧА – №139 (март 2017) – 2017 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

О том, что в палеозойских отложениях Западной Сибири могут содержаться значительные ресурсы углеводородов, известно давно. Однако вопрос, как их эффективно находить и извлекать, по-прежнему остается открытым. В поисках ответов «Газпром нефть» реализует в Томской области проект, направленный на разработку методов оценки ресурсного потенциала и обнаружения нефтяных залежей палеозоя

Неизведанный палеозой

Палеозойская эра началась примерно 540 миллионов лет назад и длилась около 290 млн лет. Палеозойские отложения, которые сформировались за этот период, представляют собой группу слоев внушительной мощности: в некоторых местах она достигает 30 тыс. метров. Палеозой еще называют фундаментом, или доюрским комплексом. В отличие от расположенного выше осадочного чехла из отложений более поздних периодов, в частности юрского, породы фундамента со временем претерпели сильные изменения. Пласты обычно изогнуты, изломаны, собраны в складки и пересечены многочисленными жилами.

Традиционно нефть в Западной Сибири добывают из терригенных коллекторов, связанных с меловыми и юрскими отложениями. Тем не менее вопрос о возможной нефтеносности доюрского комплекса был поставлен еще в 1930-х гг. Считается, что первым идею о нефтегазоносности западносибирского фундамента выдвинул академик И. М. Губкин, который провел аналогию с палеозойскими нефтегазоносными районами Северной Америки: первые промышленные притоки нефти и газа на месторождении Пэнхендл-Хьюготон в США были получены еще в 1918 году.

Нефтепоисковые работы в Западной Сибири, в том числе на отложениях доюрского комплекса, начались в 1950-х гг. Первая залежь в палеозойских породах была открыта в Томской области в 1954 году Колпашевской опорной скважиной — исторической скважиной, давшей первую западносибирскую нефть. Многочисленные нефтегазопроявления из палеозоя были получены и во время бурения на структурах Южно-Минусинской межгорной впадины. Впрочем, всерьез заниматься разработкой глубоко залегающего фундамента в те времена не было необходимости — основные усилия нефтяников сосредоточились на добыче нефти из меловых и юрских пластов. Второй этап поисков нефти и газа в палеозойских отложениях относится к середине 70-х — началу 80-х гг. XX века. Так, в 1974 году был получен мощный нефтяной фонтан на Малоичском месторождении в Новосибирской области. Позднее, благодаря целенаправленному бурению на доюрские пласты, залежи в палеозойских отложениях были открыты также в Томской и Тюменской областях. К настоящему времени в породах фундамента Западной Сибири случайно или целенаправленно открыто более 100 залежей нефти и газа.

Поиски ловушек

Среди западносибирских активов «Газпром нефти» можно выделить сразу несколько месторождений, обладающих доказанными перспективными запасами нефти в пластах, относящихся к палеозойским отложениям. В частности, промышленная нефтеносность подтверждена на Новопортовском месторождении. Однако здесь добыча из палеозоя пока не ведется. Зато уже несколько лет успешная работа по разработке залежей в породах доюрского комплекса идет на томских месторождениях компании — Арчинском и Урманском.

«Согласно современным взглядам геологов, доюрские породы Западной Сибири, которые представляют интерес с точки зрения поиска углеводородов, делятся на два этажа, — рассказывает начальник управления геологии и разработки проекта «Бажен» «Газпромнефть Ангары» Алексей Олюнин. — Первый — глубинный комплекс, имеющий залежи в трещиноватых карбонатных и эффузивных породах палеозоя, осложненного складчатостью и процессами вторичного преобразования. Второй — промежуточный слой, который представлен вулканогенно-осадочными породами, а также корами выветривания. Именно ко второму типу относятся Урманское и Арчинское месторождения, которые разрабатывает «Газпромнефть-Восток».

В свое время при открытии этих месторождений сработал структурный фактор: они характеризуются теми же поисковыми признаками, которые свойственны и для классических залежей, — антиклинальными ловушками* в осадочном чехле. Но это только один из потенциально перспективных объектов палеозоя. Сегодня специалисты «Газпром нефти» выделяют как минимум четыре типа возможных залежей углеводородов в доюрском комплексе (см. рисунок). В одних случаях (типы 1 и 4) речь идет о так называемых «уворованных» залежах, когда нефть мигрирует в палеозойский коллектор из прилегающих традиционных нефтенасыщенных, но низкопроницаемых пород юрских отложений. В других случаях это самостоятельные залежи, расположенные либо в кровле доюрского комплекса (тип 3), либо в более глубоких горизонтах (тип 2). Второй тип пока наименее изучен из-за больших глубин залегания. Известны лишь единицы таких залежей, однако их перспективы подтверждены. Примером может служить Малоичское месторождение, где промышленные притоки нефти были получены на глубинах около 1000 метров от кровли палеозоя.

Для каждого из видов залежей необходимо найти свои поисковые признаки. Этому и посвящен технологический проект «Палеозой», разработанный командой проектного офиса «Бажен» и управления проектов нетрадиционных запасов Научно-технического центра «Газпром нефти». Предполагается, что технология прогноза нефтегазоносности палеозойских залежей, разработанная для Томской области, позволит в дальнейшем находить нефть и на других активах компании на всей территории Западной Сибири.

Типы возможных залежей в доюрском комплексе

Вне поля зрения

Общие начальные геологические запасы нефти в доюрском комплексе, которые стоят сегодня на государственном балансе, составляют по Западной Сибири около 400 млн тонн. Из них 174 млн тонн относятся к Томской области, а на балансе «Газпромнефть-Востока» — 54 млн тонн. Однако эти цифры могут существенно возрасти, ведь главная проблема палеозойских запасов в том, что их пока еще по-настоящему не оценивали. Исторически геологоразведка была ориентирована на осадочный чехол, и этим обусловлена глубина интереса при проведении геологоразведочных работ. Поисковые скважины зачастую не вскрывают даже весь осадочный чехол, не говоря уже о палеозое. Те же, которые все-таки достигают фундамента, в лучшем случае вскрывают его на несколько десятков метров.

Причина проста: дальнейшее углубление скважин существенно повышает затраты на геологоразведку (бурить по таким породам и сложнее, и дольше, а в некоторых случаях может потребоваться изменение конструкции скважин). А главное — отсутствуют достоверные инструменты прогноза перспективных объектов в палеозое. Сейсморазведочные работы обычно не ориентируются на такие глубины (это требует иной расстановки источников волн и их приемников). Отсутствуют и опорные скважины, по которым можно было бы интерпретировать сейсмические данные и строить разрезы фундамента.

Тем не менее скважины, которые все-таки были пробурены в палеозойских отложениях, и отобранный из них керн подтверждают наличие в них признаков нефтеносности. Перспективы добычи доказывает и мировой опыт. К настоящему времени в мире открыто уже около 450 месторождений, связанных с породами фундамента.

Алексей Вашкевич,директор дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы:

Создание в Томской области полигона по изучению палеозоя, разработке и внедрению технологий для его освоения подтолкнуло «Газпром нефть» к проведению исследований на доюрском комплексе. Сейчас мы приступили к бурению поисково-разведочной скважины на палеозой на Западно-Лугинецком лицензионном участке. Мы планируем углубиться в пласты палеозоя на 1000 метров — это первый подобный опыт в современной геологоразведке. И нужно подчеркнуть, что начать реализацию столь сложного проекта нам позволили наработки, уже полученные в сотрудничестве с томским технологическим консорциумом.

«Нефть доюрского комплекса считается трудноизвлекаемой. При этом она является еще и «трудной» для поиска: используемые технологии пока имеют низкую степень зрелости. Только фокусирование исследовательских работ и возведение доюрского комплекса в ранг самостоятельного поискового объекта способны вывести компанию в лидеры по наращиванию ресурсной базы палеозоя. Для достижения этой цели особое внимание мы уделяем тщательному планированию программы исследований. Уже сейчас помимо камеральных научно-исследовательских работ идет бурение очень ценной с точки зрения получаемой информации скважины. Получен и первый опыт по проведению ГРП на магматических породах», — комментирует начальник управления проектов нетрадиционных запасов «Газпромнефть НТЦ» Антон Касьяненко.

Что касается разработки палеозойских активов, основные проблемы, с которыми сталкивается сегодня «Газпром нефть», касаются особенностей трещиноватых коллекторов. Это сложности с пространственным прогнозом свойств объекта, построением гидродинамических моделей, ограничения по применению методов повышения нефтеотдачи, проблемы с поддержанием пластового давления, высокие риски прорыва газа к скважинам при разработке подгазовых зон, быстрое снижение дебита скважин.

Томский полигон

Именно Томская область оказалась тем регионом, где накоплен наиболее обширный опыт по разработке доюрской нефти в России, открыто больше всего палеозойских месторождений, представлены все возможные типы залежей фундамента.

В 2014 году области был присвоен статус полигона по внедрению новейших технологий поиска, разведки и разработки нетрадиционных источников углеводородного сырья, к которым относят и палеозой. Решение было принято на совещании под руководством министра природных ресурсов и экологии Российской Федерации Сергея Донского и губернатора Томской области Сергея Жвачкина. В 2015 году вышло распоряжение правительства о концепции создания в Томской области инновационного территориального центра «ИНО Томск» на базе Института природных ресурсов Томского политехнического университета с образованием кластера трудноизвлекаемых природных ресурсов.

Скважины, пробуренные на палеозой, подтверждают нефтеносность пластов

Что касается «Газпром нефти», главный эксперт по запасам палеозоя в периметре компании — работающее на томских активах дочернее предприятие «Газпромнефть-Восток». Информация, полученная специалистами предприятия на Урманском и Арчинском месторождениях, стала основой для проекта по исследованию доюрского комплекса и создания эффективной методики обнаружения в палеозое нефтяных залежей. «В результате создания такой методики у компании появилась бы возможность увеличить запасы как за счет перспективы роста добычи на существующих участках, так и благодаря приобретению других участков, на которые мы сможем взглянуть по-новому», — поясняет руководитель технологических проектов «Газпромнефть-Востока» Константин Смирнов. Однако реализация подобного проекта требует существенных инвестиций, серьезной научно-исследовательской работы и солидной научной базы. Для его быстрого воплощения в жизнь необходимо участие всех заинтересованных сторон — недропользователей, государства, ведущих научных учреждений.

Сейчас специалисты «Газпром нефти» ведут исследования палеозоя в сотрудничестве с Центром компетенций, созданным на базе Томского политехнического университета. Предполагается, что в дальнейшем в научно-исследовательской работе примут участие и другие учреждения и вузы (ТГУ, ТомскНИПИнефть, Геопрайм и др.). По предварительным оценкам экспертов, разработка технологии поиска залежей в доюрском комплексе может занять порядка трех лет, а их дальнейшее применение позволит в несколько раз повысить успешность поисково-разведочного бурения и только в Томской области прирастить более 1 млрд т геологических запасов углеводородов. «Чтобы создать подобную методику, необходимо изучить все четыре типа залежей, встречающихся в доюрском комплексе, для каждого типа провести сейсморазведку, геофизические исследования скважин, исследования керна и ряд других мероприятий, — рассказывает Константин Смирнов. — В «Газпромнефть-Востоке» полигонами для создания новой технологии поиска могут стать Урманское и Арчинское месторождения, а также Западно-Лугинецкий и Южно-Пудинский лицензионные участки, где сегодня уже ведутся работы по строительству поисково-оценочной скважины с учетом решения исследовательских задач для доюрского комплекса».

Перспективы поиска нефти в доюрском комплексе подтверждаются результатами последних геологоразведочных работ в Томской области. Так, в результате переиспытания скважины 147Р на Кулгинской площади из трещиноватых известняков девона получен промышленный приток нефти. Это очередной аргумент в пользу разработки технологии поиска сложных, но перспективных залежей палеозоя.

* Антиклинальные ловушки — природные резервуары, накапливающие углеводороды и образованные выпуклыми сводами вышележащих пластов.

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» на 11,5% нарастила запасы, пятикратно возместив добычу 2014 года — ПАО «Газпром нефть»

2 февраля 2015, пресс-релиз

По состоянию на 31 декабря 2014 года суммарные запасы углеводородов «Газпром нефти» (с учетом доли в совместных предприятиях*) категорий «доказанные» и «вероятные» (proved + probable - 2P) по международным стандартам SPE-PRMS** составили 2,55 млрд тонн нефтяного эквивалента. Это на 11,5% или 263  млн тонн больше аналогичных показателей 2013 года. Таким образом, «Газпром нефть» почти в пятикратном объеме (497%) возместила новыми запасами объем добычи в 2014 году (66 млн тонн нефтяного эквивалента, н.э.). Запасы нефти по категории 2P достигли 1,82 млрд тонн, увеличившись за год на 6,7%  или 115 млн тонн н.э.

Доказанные запасы (proved, 1P) углеводородов «Газпром нефти» на конец 2014 года оцениваются в 1,44 млрд тонн н.э. – рост на 7,1% по сравнению с уровнем конца 2013 года. В этой категории запасов уровень воспроизводства превысил добычу в 2,4 раза (244%). Доказанные запасы нефти 1P увеличились на 2,2% - до  981,5 млн тонн.

Текущий показатель обеспеченности добычи «Газпром нефти» доказанными запасами углеводородов категории SPE-PRMS превышает 20 лет.

По более консервативным стандартам SEC** общие запасы углеводородов компании находятся на уровне 1,23 млрд тонн н.э. (рост в 2014 году на 8,7%), запасы нефти –857,6 млн тонн (рост – 3,4%).

Факторами, позволившими в 2014 году значительно нарастить ресурсную базу, стали геологоразведочные работы, проведенные как самой «Газпром нефтью», так и ее совместными предприятиями, а также увеличение долей в компаниях «СеверЭнергия», «Нортгаз» и «Газпром нефть шельф». Успешность поисково-разведочного бурения «Газпром нефти» находится на высоком уровне и по итогам 2014 года составляет 81%. В прошедшем году были открыты 26 залежей углеводородов, в  т.ч. 21 нефтяная и 5 газоконденсатных.

«Стратегия «Газпром нефти» предусматривает рост добычи компании, при этом степень обеспеченности запасами будет сохраняться на высоком уровне. Для этого мы будем ежегодно не только компенсировать добычу, но и увеличивать свою ресурсную базу. «Газпром нефть» уверенно движется к поставленной цели, каждый год демонстрируя высокие темпы роста своих запасов», – отметил Председатель Правления «Газпром нефти» Александр Дюков.

*Суммарные запасы «Газпром нефти» включают долю компании в запасах зависимых обществ, учитываемых по методу долевого участия: предприятий «Славнефть», «Томскнефть», Salym Petroleum Development, «СеверЭнергия», «Мессояханефтегаз», «Нортгаз», активов в Ираке и Венесуэле. Запасы сербской NIS в приведенной оценке не учитываются.

Аудит запасов «Газпром нефти» и ее совместных предприятий проводился работающей в нефтегазовой сфере независимой международной консалтинговой компанией DeGolyer and MacNaughton.

**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 в месторождении, но и экономическую эффективность их извлечения. Запасы оцениваются по трем категориям: «доказанные», «вероятные» и «возможные» (3P – proved, probable, possible).

***Также широко применяемой системой оценки запасов является классификация, разработанная Комиссией по рынку ценных бумаг (SEC) США. Эта оценка более консервативна, чем стандарты SPE-PRMS.

  • Фотогалерея «Разведка и добыча»:

Теги: добыча

www.gazprom-neft.ru

главное – ИТОГИ – №137 (декабрь 2016) – 2016 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

Падение цен на нефть, заморозка крупных проектов, сокращения персонала — мировые новости нефтяной отрасли в 2016 году нечасто давали повод для оптимизма. Но если провести эксперимент и задать в любом из поисковиков «Газпром нефть», то может сложиться впечатление, что за окном не преддверие 2017-го, а 2012-й. Столько стратегических с точки зрения развития компании событий нечасто происходит даже в самые благополучные годы

Ворота Арктики

Сегмент upstream стал главным поставщиком новостей компании в уходящем году. Основные события разворачивались далеко за полярным кругом — на севере Ямало-Ненецкого автономного округа

Ввод в эксплуатацию морского нефтеналивного терминала «Ворота Арктики» в акватории Обской губы дал старт полномасштабной разработке Новопортовского месторождения, одного из стратегических активов компании. Через «Ворота Арктики» может проходить 8,5 млн тонн нефти в год — этого более чем достаточно для того, чтобы постепенно наращивать объем до пиковых параметров.

Терминал — ключевой объект уникальной схемы вывоза нефти с Новопортовского по Северному морскому пути. Впрочем, в 2016-м году логистика проекта пополнилась и другими компонентами. В самом начале года свое место на рейде в Кольском заливе занял танкер-накопитель «Умба», ставший связующим звеном между арктическими месторождениями «Газпром нефти» и портами северной и западной Европы. Появление такого перевалочного комплекса значительно сократило время круговых рейсов танкеров усиленного ледового класса, доставляющих нефть с Новопортовского и Приразломного месторождений, а значит выросла и эффективность проектов. Активно формировался в уходящем году и сам флот Нового Порта.

В марте был спущен на воду танкер «Штурман Альбанов» — первое из шести судов класса Arc7, которые будут круглый год вывозить нефть с Новопортовского. Танкеры этого класса специально спроектированы для работы в мелководной Обской губе — их осадка всего 9,5 м, но при этом грузовместимость вдвое больше, чем у использующихся сейчас Arc5 — около 38 тыс. тонн. Еще одно преимущество — способность самостоятельно, без сопровождения ледокола преодолевать льды толщиной до 1,8 м. Уже в мае к «Штурману Альбанову» присоединился «одноклассник» — «Штурман Малыгин», а в ноябре на Выборгском судостроительном заводе состоялась торжественная церемония спуска на воду ледокольного судна «Александр Санников» проекта Arc130A. Два таких ледокола строятся по заказу «Газпром нефти» для сопровождения танкеров, двигающихся по Обской губе, и несения дежурства у терминала «Ворота Арктики».

Самое северное

Восточно-Мессояхское месторождение, введенное в эксплуатацию в сентябре 2016 года, стало самым северным из разрабатываемых в России нефтяных месторождений

Освоение месторождений арктической зоны России — задача, стратегическая не только для «Газпром нефти», но и для всей отрасли, более того, для всей российской экономики. Поэтому старт первой отгрузке нефти через «Ворота Арктики» давал Владимир Путин. Российский президент принимал участие и в церемонии ввода в эксплуатацию второго актива Ямальского кластера «Газпром нефти» — Восточно-Мессояхского месторождения, которое компания осваивает совместно с «Роснефтью».

Освоение месторождений арктической зоны России — стратегическая задача для «Газпром нефти»

Это самый северный нефтяной промысел России, и главные характеристики территории, где он расположен — полное отсутствие инфраструктуры и тяжелейшие климатические условия. Несмотря на то, что в проект разработки этого актива не пришлось закладывать нестандартных решений для вывоза нефти — транспортировка сырья привязана к магистральному нефтепроводу «Заполярье-Пурпе» «Транснефти», — без сложнейших логистических схем не обошлось и здесь. Так как месторождение находится в зоне вечной мерзлоты, все технологические объекты располагались над поверхностью грунта, и строительство лишь основных из них — центрального пункта сбора, приемосдаточного пункта и газотурбинной электростанции — потребовало доставки на месторождение по временным зимним дорогам около 50 тыс. тонн свай. Всего же только за последние два года по воде летом и по зимникам прошло около 400 тыс. тонн грузов.

Таким образом, в 2016 году «Газпром нефть» завершила процесс ввода в эксплуатацию всех своих арктических активов: Приразломного, Новопортовского и месторождений Мессояхской группы. Однако это лишь начало развития богатейшего региона. Федеральное агентство по недропользованию утвердило новую технологическую схему проекта «Приразломное», в рамках которой период стабильной добычи на месторождении увеличен с трех до пяти лет, а объем извлечения нефти за этот период вырастет в 1,8 раза. Лицензия на освоение Новопортовского месторождения продлена до 2150 года, Восточно-Мессояхского — до 2140-го. Ведь в первую очередь в разработку вовлекаются лишь самые простые запасы, потенциал же активов гораздо выше.

Добыча по-новому

Словосочетание «трудноизвлекаемые запасы» прочно входит в лексикон нефтяников. Их разработка становится уже делом ближайшего будущего, а ключ к сложным запасам — новые технологии

Высокотехнологичные скважины и многостадийный гидроразрыв пласта — рецепт, сотворивший сланцевую революцию в США. Успешно применяет его и «Газпром нефть» на своих сложных месторождениях. В 2016 году доля высокотехнологичных скважин в общем объеме бурения компании превысила 50 %, а эффективность новым методам обеспечивал обновленный Центр сопровождения бурения (ЦСБ), который в марте 2016 года начал работу на площадке Научно-технического центра.

Пилотный проект по технологии химического заводнения запущен на Салыме

Ежегодно ЦСБ может сопровождать строительство порядка 600 скважин любой сложности, в том числе объектов с высокими нагрузками, протяженными горизонтальными участками и сверхглубоких скважин. Кроме того, Центр контролирует бурение всех скважин, ориентированных на добычу трудноизвлекаемых запасов углеводородов. В том числе и скважин на баженовский горизонт.

Исследование бажена — одно из ключевых направлений технологической стратегии компании, и 2016 год внес немало новой информации об этом сложном объекте. Именно «Газпром нефть» первой в России применила полный цикл технологий разработки сланцевой нефти для освоения нетрадиционных запасов. В ходе этого проекта на Пальяновской площади Красноленинского месторождения «Газпромнефть-Хантоса» в скважине с горизонтальным участком, закрепленном эластичным цементом, был проведен девятистадийный гидроразрыв пласта (ГРП) с высокой скоростью закачки технологической жидкости. В результате из продуктивного горизонта, расположенного на глубине 2,3 тыс. метров, удалось получить фонтанирующий приток безводной нефти. Дебит скважины превысил 45 тонн нефти в сутки. Все технические решения обосновывались при помощи созданных в НТЦ геологической и геомеханической моделей пласта, построенных на основе большого объема фактических данных о свойствах залежи.

Результатом развития технологий работы с геологической информацией в 2016 году стало и важное открытие. В Ямало-Ненецком автономном округе на Западно-Чатылькинском лицензионном участке «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» обнаружено шесть самостоятельных залежей нефти с суммарными геологическими запасами более 40 млн тонн. Этот актив входит в отдаленную группу месторождений, освоение которой вдохнет новую жизнь в деятельность компании на юге ЯНАО, где основная часть залежей уже значительно истощена.

Старые же месторождения получают новую жизнь за счет современных технологий повышения нефтеотдачи. Например, операция повторного многостадийного гидроразрыва пласта, впервые проведенная в уходящем году на Вынгапуровском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», позволяет продлить срок эффективной эксплуатации скважин. На Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в 2016 году проведена рекордная, 30-стадийная операция ГРП. А «Салым Петролеум Девелопмент» — дочернее предприятие «Газпром нефти» и Shell — запустил пилотный проект повышения нефтеотдачи по технологии АСП. Закачка в пласт трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера позволяет извлечь до 90 % нефти, оставшейся в недрах после применения традиционного заводнения. Реализация «пилота» началась после ввода в эксплуатацию установки смешения химических растворов мощностью 1000 м³ / сутки, ставшей ключевым объектом инфраструктуры АСП, построенной в предыдущие годы.

Продуктовая экспансия

В большинстве направлений рынка нефтепродуктов в этом году наблюдатели отмечали спад продаж. Однако дочерним предприятиям «Газпром нефти» удалось не только сохранить свою долю, но и расширить присутствие в целом ряде сегментов

«Газпром нефть» — признанный лидер рынка высокотехнологичных битумных материалов, и весь 2016 год компания активно укрепляла свою позицию. На базе Рязанского завода битумных материалов, выпускающего полимер-битумные вяжущие (ПБВ), компания создала крупнейший в России специализированный Научно-исследовательский центр.Кроме того, в самом начале года «Газпромнефть — Битумные материалы» включила в свой производственный комплекс завод компании «НОВА-Брит» в Вязьме, специализирующийся на разработке и выпуске инновационных продуктов: дорожных, мостовых и аэродромных мастик, герметиков, эмульсий и битумных стыковочных лент.

Сбытовые «дочки» «Газпром нефти» упрочили положение на рынке

За счет успешной работы на рынке M&A сумел выйти в новые рыночные сегменты и оператор бизнеса масел «Газпром нефти» — «Газпромнефть — смазочные материалы». С покупкой «Росполихима» компания начала поставки продукции для авиации, флота, трубопрокатного производства, выпуска пластиков. В портфеле «Газпромнефть — смазочных материалов» появился ряд продуктов, не имеющих аналогов в России по низкотемпературным свойствам и предназначенных для нефте- и газотранспортной отрасли. Кроме того, «Газпром нефть» стала единственным российским производителем экспандерных масел, применяемых для изготовления труб большого диаметра. Также компания займет значительную долю отечественного рынка в сегменте пластификаторов для химической промышленности.

«Газпромнефть-Аэро» — авиатопливный оператор «Газпром нефти» — в уходящем году расширял свою сбытовую сеть как за счет приобретения сторонних активов, так и вводя в эксплуатацию собственные новые топливозаправочные комплексы.

Компания построила новый ТЗК в екатеринбургском аэропорту Кольцово, приобрела комплексы в ключевых аэропортах Чукотского автономного округа: Анадыре, Певеке и Кепервееме, начала заправки в Саранске и Калуге.

В 2016 году «Газпромнефть-Аэро» построила собственный ТЗК в екатеринбургском аэропорту Кольцово

Продолжилась и зарубежная экспансия «Газпромнефть-Аэро». С 2016 года компания заправляет лайнеры Nordwind Airlines в 13 международных аэропортах популярных туристических городов, в летний туристический сезон обслуживались за рубежом и рейсы авиакомпании «Ямал». Новые долгосрочные соглашения на заправку «в крыло» рейсов авиакомпаний «Аэрофлот» и «Волга-Днепр» в важнейших туристических и деловых центрах Индии увеличили ежемесячный объем заправок «Газпромнефть-Аэро» в этой стране на 40 %. А начав заправку рейсов «Аэрофлота» в международном аэропорту Мальты, оператор авиатопливного бизнеса «Газпром нефти» расширил географию присутствия за рубежом до 170 аэропортов.

Пул международных клиентов «Газпромнефть Марин Бункера», в свою очередь, пополнился таким крупным оператором, как STASCO (Shell International Trading and Shipping Company Limited). Топливо для судов этой компании поставляется в Черноморский регион и порт Приморск на Балтике. Именно на Северо-Западе бункерная компания «Газпром нефти» в 2016 году заметно расширила свои производственные возможности.

«Газпромнефть Марин Бункер» на треть — до 16,1 тыс. м³ — увеличил общую резервуарную емкость терминального комплекса на территории Кировского завода в Санкт-Петербурге и продлил соглашение о его эксплуатации до 2022 года. Кроме того, компания начала бункеровки в новом петербургском порту Бронка.

Дороги переработки

В активную фазу в 2016 году вошло строительство сложных технологических установок: «газпром нефть» продолжает реализацию второго этапа модернизации НПЗ компании

В Москве, на площадке, где строится комбинированная установка переработки нефти «Евро+», уже начался монтаж крупногабаритного оборудования. Огромные аппараты очистки и депарафинизации общим весом более 650 тонн проделали тысячекилометровый путь до столицы из Санкт-Петербурга по Волго-Балтийской транспортной системе и из Волгограда на специальных грузовых тягачах, которые двигались исключительно по ночам.

Еще более длинной была дорога оборудования для Омского НПЗ. Ректификационные, атмосферная и абсорбционная колонны, коксовые камеры, теплообменники, реакторы и сепараторы общим весом 6 тыс. тонн, предназначенные для строительства установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ и комплекса глубокой переработки нефти, сначала были переправлены в Санкт-Петербургский морской порт с Ижорских заводов и из Волгограда (по Волге, через Рыбинское водохранилище, Онежское и Ладожское озера), а оттуда через Балтийское, Северное и Норвежское моря и частично по Северному морскому пути дошли до Обской губы. На завершающем этапе крупногабаритный груз на шести баржах доставили с рейда Нового порта по Оби и Иртышу в Омск. Общая протяженность маршрута транспортировки превысила 9 тыс. км.

Помимо строительства объектов второго этапа модернизации, на Омском НПЗ реализуется и один из самых амбициозных технологических проектов «Газпром нефти» — здесь создается мощное катализаторное производство, продукция которого должна вытеснить с российского рынка импортные аналоги. Присвоение Министерством энергетики РФ в 2016 году этому проекту статуса национального говорит о его значимости не только для компании и даже отрасли, но и для всей российской экономики.

В уходящем году на ОНПЗ уже прошли промышленные испытания первого отечественного катализатора гидроочистки, разработанного Институтом катализа им. Г. К. Борескова, кроме того, предприятие приступило к производству катализаторов каталитического крекинга нового поколения.

Созданием нового катализаторного производства «Газпром нефть», по сути, приступила к формированию в своем активе еще одного рыночного сегмента.

Вектор развития

Нацеленность на эффективность стала залогом успешной работы «Газпром нефти» в сложных макроэкономических условиях. Следующий шаг в этом направлении — внедрение системы управления операционной деятельностью

Успешное развитие компании на низком рынке, в сложных внешних условиях, конечно, не чудо и не везение. Во-первых, российская нефтяная промышленность с ее мощной собственной ресурсной базой все же пока чувствует себя относительно спокойно, а сохранение низкого курса рубля по отношению к доллару несколько нивелировало негативный эффект от падения цен на нефть. Во-вторых, реализация большей части крупных проектов началась еще в благополучные годы, и в начале кризиса проекты находились на таком этапе, когда их уже было выгоднее завершить, нежели замораживать. Это объективные факторы, но еще один, не менее важный фактор — постоянная нацеленность компании на эффективность в любой сфере бизнеса, при реализации любого проекта. В 2016 году «Газпром нефть» сделала еще один большой шаг в этом направлении, начав внедрение Системы управления операционной деятельностью. Это аналог систем управления производством Operations Management System (OMS), активно применяющихся лидерами мирового рынка и направленных на оптимизацию всей деятельности компании.

В «Газпром нефти» от этой программы ждут в первую очередь повышения операционной эффективности и эффективности управления HSE-рисками, снижения расходов и оптимизации бизнес-процессов, повышения надежности активов и, соответственно, устойчивости бизнеса.

«Мы вошли в период низких цен, которые сопровождаются ограничением доступа к инвестиционным ресурсам, период обострения межтопливной конкуренции и конкуренции среди производителей нефти. В таких условиях нужно быть максимально эффективными, значительно повысить надежность активов, сохранить их целостность», — отмечал председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков.

Пока сделаны лишь первые, подготовительные шаги на пути к внедрению новой системы. Но это единственно возможный путь, поэтому запуск проекта СУОД — событие, по значимости, наверное, превосходящее все производственные достижения, так как оно определяет направление вектора глобального развития компании.

www.gazprom-neft.ru

Наш бизнесс - ООО «Газпромнефть-Хантос»

Активы предприятия

Приобское месторождение

Южная лицензионная территория Приобского месторождения – ключевой актив «Газпром нефти», одно из самых перспективных и больших месторождений компании. Территориально месторождение находится в Ханты-Мансийском районе, в 60 км от города Ханты-Мансийска (ХМАО-Югра).

Месторождение было открыто еще в 1982 году. По объему запасов относится к разряду уникальных. ЮЛТ Приобского месторождения имеет начальные извлекаемые запасы по категории АВС1+С2 порядка 469 млн тонн нефти. Начальные геологические запасы составляют более 1,5 млрд. тонн. Из-за  крайне низкой проницаемости продуктивных пластов разработка Южно-Приобского месторождения долгое время считалась нерентабельной. В 2016 году на месторождении добыта 100-миллионная тонна нефти с начала промышленной эксплуатации. За счёт применения новых технологий, в частности гидроразрыва пласта, компании удалось не только начать его разработку, но и кратно повысить объём добычи: с 2,7 млн тонн н.э. в 2005 году до 12,5 млн тонн н.э. в 2017 году.

Южно-Киняминское месторождение

Южно-Киняминское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в 160 км к юго-востоку от Сургута. Открытое еще в 1990 году месторождение в пробной разработке с 2003 года. Начальные геологические запасы нефти категории С1 оцениваются в 26,8 млн тонн;  С2 – 15,5 млн тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 – 8,8 млн тонн,  категории С2 –  3,2 млн тонн. К опытно-промышленной эксплуатации месторождения «Газпромнефть-Хантос» приступил в январе 2013 года.

В 2017 году добыча составила более 700 тыс.тонн нефтяного эквивалента.

Пальяновское месторождение

Пальяновская площадь Красноленинского месторождения расположена на территории Октябрьского района Ханты-Мансийского автономного округа. Месторождение открыто в 1971 году. Компанией «Газпром нефть» разрабатывается с 2005 года.

Начальные геологические запасы нефти категории В+С1 оцениваются в 72,7 млн тонн,  С2 – 97,1 млн тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти категории В+С1 – 20,3 млн тонн,  категории С2 –   22,8 млн тонн.

В конце 2012 года на Пальяновской площади Красноленинского месторождения компания начала реализацию второго проекта по разработке сланцевой нефти.

В 2017 году Пальяновская площадь стала отраслевой площадкой в рамках национального проекта «Бажен».

Добыча углеводородов в 2017 году на месторождении составила 128,7 тыс.тонн нефтяного эквивалента.

Зимнее месторождение

Зимнее месторождение открыто в 1992 году. В разработке с 2006 года.

Территориально месторождение расположено на границе Кондинского (ХМАО-Югра) и Уватского (Тюменская область) районов и разделено на два лицензионных участка.

Объем геологических запасов по состоянию на начало 2018 года составляет по категории АВ1 - 87,4 млн тонн, по категории В2 - 3,5 млн тонн. Извлекаемые запасы нефти по категории АВС1 - 30,4 млн тонн, по категории С2 - 1,2 млн тонн.

В 2017 году добыча на Зимнем месторождении составила 963,6 тыс.тонн нефтяного эквивалента.

Южное месторождение

Южное  месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, в 38 км. к югу от г. Нижневартовск.

Открыто в 1986 году, месторождение введено в разработку в 1991 году. Начальные геологические запасы нефти категории В+С1 оцениваются в 29 млн тонн, С2 – 0,2 млн тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти категории В+С1 –9,3 млн тонн,  категории С2 –   0,2 млн тонн.

Компанией «Газпром нефть» разрабатывается с 2012 года.

В 2017 году объем добычи на месторождении составил 148,8 тыс.тонн нефтяного эквивалента.

Орехово-Ермаковское месторождение

Орехово-Ермаковское месторождение находится в 33 км на северо-восток от города Нижневартовск. Ближайшими населенными пунктами являются г. Мегион – в 18 км на север, п. Вата – в 26 км на юго-запад, с. Покур – в 18 км на северо-восток.

Месторождение открыто в 1976 году, введено в разработку в 2008 году. Начальные геологические запасы нефти категории В+С1 оцениваются в 37,9 млн тонн, категории  С2 – 1,6 млн тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти категории В+С1 – 10 млн тонн,  категории С2 –   0,3 млн тонн.

Компанией «Газпром нефть» разрабатывается с 2012 года.

В 2017 году на месторождении добыто 778,7 тыс.тонн нефтяного эквивалента.  

Месторождение им. Александра Жагрина

Месторождение расположено в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. Площадь участка – 1,24 тыс. кв. км. Начальные геологические запасы категории С1 оцениваются в 10,9 млн тонн, С2 - 98,6 млн тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 3 млн тонн, категории С2 - 27 млн тонн. Лицензия на изучение, разведку и добычу углеводородов на данном участке получена в 2015 году.

В 2017 году здесь была пробурена и испытана поисково-оценочная скважина и получен фонтанирующий приток нефти.

Малоюганское месторождение

Малоюганский участок площадью 328 кв. км находится на территорий Нижневартовского и Сургутского районов. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 17,3 млн тонн (С1+С2). Лицензия на изучение, разведку и добычу углеводородов на данном участке получена в 2015 году. Первый промышленный приток нефти предприятие получило в 2016 году.

В 2017 году добыча на участке составила 9,2 тыс.тонн нефтяного эквивалента.

hm.gazprom-neft.ru


Смотрите также