При строительстве трубопровода на Мессояхе используются технологии, сокращающие воздействие на окружающую среду. Газпром нефть трубопровод


Предприятия «Газпром нефти» продолжают внедрять инновационные методы повышения надежности работы нефтепроводов

22 июня 2015

На водоводах высокого давления и нефтесборных трубопроводах добывающих предприятий «Газпром нефти» начаты масштабные испытания новых ингибиторов коррозии. Цель полугодовой программы — протестировать новые образцы нефтепромысловой химии в условиях Крайнего Севера на возможность расширения ассортимента применяемых ингибиторов. Использование ингибиторов коррозии позволяет существенно снижать риски разгерметизации трубопроводных систем.

Тестирование новых ингибиторов — лишь один из элементов повышения надежности работы трубопроводов. На всех предприятиях «Газпром нефти» регулярно осуществляется как ингибиторная защита и мониторинг, так и диагностика, реконструкция, ремонт трубопроводных систем. Для обеспечения надежности трубопроводов внедряются передовые методы контроля их состояния, включая контроль с беспилотных летательных аппаратов. Регулярный осмотр трасс трубопроводов при помощи «беспилотников» позволяет определить соответствие расположения трубы проектным параметрам, обнаружить технические повреждения, такие как несанкционированные переезды через трубопровод, либо врезки в него. Летательный аппарат может находиться в воздухе до 4-х часов и передвигаться со скоростью 65-120 км в час. После возвращения «беспилотника» на базу по зарегистрированной информации оценивается внешнее состояние нефтепроводов.

В структуре «Газпром нефти» создан центр компетенций по эксплуатации трубопроводов, функционирующий на базе «Газпромнефть-Муравленко». В центре консолидируют весь опыт внедрения инноваций в области эксплуатации трубопроводного транспорта для его дальнейшего распространения в других подразделениях «Газпром нефти». «Газпромнефть-Муравленко» стало базовым предприятием для испытания новых марок стали, новых типов соединения трубопроводов, нового оборудования и технологий.

В 2014 году на Еты-Пуровском месторождении был построен трубопровод из новой марки стали 05 ХГБ — с повышенной коррозионной стойкостью при сохранении остальных рабочих свойств. В этом же году на Западно-Суторминском и Сугмутском месторождениях «Газпромнефть — Муравленко» введены в эксплуатацию три участка трубопроводов, изготовленные из специального материала — фибергласса. Это стеклопластиковые трубы из эпоксидной смолы, усиленной стекловолокном. Материал обладает прочностью и долговечностью металла, а также биологической стойкостью полимера (не гниёт и не становится хрупким). Масса такой трубы в четыре раза меньше стальной, а срок службы — вдвое больше.

Весной 2015 года началась подготовка к опытно-промышленным испытаниям по санации трубопроводов. Санация — это ускоренное восстановление технологических параметров трубопроводов с минимальным влиянием ремонтных работ на окружающую среду. Суть метода сводится к размещению в полости изношенного стального трубопровода полиэтиленовой трубы, увеличивающей срок службы восстановленного объекта более чем в 2,5 раза.

Согласно стандарту ISO 8044-1986, ингибиторами коррозии (ИК) называют химические соединения, которые, присутствуя в коррозионной системе в достаточной концентрации, уменьшают скорость коррозии без значительного изменения концентрации любого коррозионного реагента.

Теги: инновации, транспортировка

www.gazprom-neft.ru

Сырьевые потоки — ЛОГИСТИКА — №128 (февраль 2016) — 2016 — Все выпуски — Журнал «Сибирская нефть» — Пресс-центр — ПАО «Газпром нефть»

Сложно найти транспортное средство, которое человечество в своей истории не использовало бы для перевозки нефти и нефтепродуктов — от вьючных животных до самолетов. Современная же нефтетранспортная система — это в первую очередь танкерный флот и трубопроводы. Их наличие и доступность в регионе добычи влияет и на саму добычу, и на ситуацию на рынках сбыта, а порой становится и мощным политическим аргументом

Морские пути

Сегодня более 60 % всей добываемой в мире нефти доставляется потребителям по морю. Такая ситуация вполне закономерна, если учитывать географию основных современных центров добычи, экспорта и импорта нефти. В топ экспортеров вот уже несколько десятилетий традиционно входят Россия, Ближний Восток, Латинская Америка, Африка. В то же время список импортеров с некоторыми вариациями возглавляют Западная Европа, США, Китай, Япония, страны Юго-Восточной Азии. Конечно, некоторые связи порой меняются довольно радикально — достаточно вспомнить пример США, на волне сланцевой революции значительно сокративших импорт и даже нацелившихся на роль экспортеров. Тем не менее морские пути попрежнему остаются одной из главных связующих нитей между производителями и потребителями нефти.

Существует несколько проторенных маршрутов морских перевозок. Так, например, большая часть ближневосточной нефти идет в Западную Европу. Однако говорить о кратчайшем пути здесь не приходится: значительная доля этого потока сырья направляется в Старый Свет не через Суэцкий канал, а в обход Африки, вокруг мыса Доброй Надежды. Такая ситуация начала складываться в 70‑е годы прошлого века, во времена вооруженных конфликтов между Египтом и Израилем, и впоследствии укрепилась благодаря появлению супертанкеров, чья грузоподъемность не позволяла им проходить через неглубокий Суэцкий канал.

Кстати, Суэцкий канал не единственное узкое место в морской нефтетранспортной системе — практически все маршруты, связывающие разные моря и океаны, включают в себя проливы и каналы. Эти географические точки зачастую оказываются в зоне геополитических интересов многих стран. Любые конфликты здесь могут обернуться перебоями в поставках черного золота и оказать существенное влияние на общемировой рынок нефти.

Помимо геополитических рисков морские перевозки, как и сотни лет назад, связаны с вполне реальной угрозой пиратства. Пик вооруженных нападений и захватов судов, в том числе и нефтеналивных танкеров, пришелся на начало 2000‑х. Под прицелом оказались прибрежные воды Азии, Африки, Латинской Америки. Наибольший разгул пиратства наблюдался в районах Малаккского пролива, ряда африканских стран, у побережий экономически неблагополучных государств в Индийском океане и Карибском море. В 2008 году борьбу с пиратами в Красном море, Аденском заливе и части Индийского океана стали вести корабли нескольких стран мира, в том числе и России. В 2014 году число нападений, по данным Международного морского бюро, достигло минимума (245) за последние 20 лет. Тем не менее угроза сохраняется, а обеспечение безопасности нефтяного транспорта связано с дополнительными расходами для поставщиков и в конечном счете для потребителей.

УЗКИЕ МЕСТА

Ормузский пролив находится между Ираном и Объединенными Арабскими Эмиратами и соединяет Персидский залив с Оманским заливом, обеспечивая выход ближневосточной нефти в Индийский океан. Через пролив провозится около 20 % добытой в мире нефти. Малаккский пролив соединяет Индийский и Тихий океан. Это кратчайший путь для ближневосточной нефти на азиатский рынок. Относится к наиболее опасным пиратским зонам. Суэцкий канал соединяет Средиземное и Красное море. Глубина канала ограничивает водоизмещение судов 240 тыс. тонн. Однако канал предполагается углубить, что позволит проходить по нему супертанкерам с осадкой до 22 м. Баб-эль-Мандебский пролив расположен между берегами Йемена и Сомали, соединяет Красное море с Аденским заливом Аравийского моря, благодаря наличию Суэцкого канала является связующим звеном между Средиземным морем Индийским океаном.

Пользуется дурной репутацией из-за соседства с Сомали. Турецкие проливы — Босфор и Дарданеллы — чрезвычайно загруженный торговый морской путь. Активно используются для транспортировки нефти из Каспийского региона в Западную и Восточную Европу. Панамский канал — узкий перешеек между Южной и Северной Америкой. Перевозка нефти через этот канал осуществляется в незначительных объемах из-за его небольшой глубины. Датские проливы — система проливов между Скандинавским и Ютландским полуостровом. Проливы чрезвычайно важны для российского экспорта нефти и нефтепродуктов в Европу. Датские проливы — основной морской путь, соединяющий порты Балтийского моря с портами Мирового океана.

Вокруг трубы

Современная система транспортировки нефти по суше на большие расстояния немыслима без трубопроводов. Впервые подобный способ транспорта нефти с промыслов предложил Дмитрий Менделеев, немало сделавший для развития отечественной нефтяной отрасли. Однако его идею оперативно подхватили не на родине, а в США — в 1860‑х годах американцы проложили первый в мире нефтепровод от нефтяных месторождений Пенсильвании до ближайшей железнодорожной станции.

По сей день нефтепроводы остаются самым дешевым способом транспортировки. В пределах страны их наличие нередко становится определяющим фактором для инвестиций в удаленные добывающие регионы. Характерный пример здесь — разработка крупнейшего газонефтяного месторождения на Аляске Prudhoe Bay. Освоение месторождения началось только после строительства Трансаляскинского нефтепровода — одного из самых сложных сооружений в своем роде. Нефтепровод длиной 1228 км пересекает Аляску с севера на юг и являет собой сложнейшее инженерное сооружение, при создании которого были учтены все особенности местности — низкая температура, вечная мерзлота, сейсмическая нестабильность.

Строительству Трансаляскинского нефтепровода предшествовал энергетический кризис 1973 года, определивший на долгие годы вперед политику Соединенных Штатов в сфере энергетической безопасности страны. Сегодня же развитие нефтепроводной системы в Северной Америке определяется новыми рыночными реалиями. В свое время большинство американских нефтепроводов строились с прицелом на доставку нефти на НПЗ из южных портов и из Канады. Теперь же, когда страна практически отказалась от импорта, буквально за несколько лет были построены новые ветки: от основных месторождений сланцевой нефти — на юг, к перерабатывающим центрам.

Впрочем, если речь идет об экспорте, то далеко не всегда потребности и рынка, и производителей в новых трубопроводах совпадают с возможностями их использования. Так, в свое время ближневосточные страны построили шесть достаточно мощных трубопроводов, соединивших нефтепромысловые районы со средиземноморскими портами. Затея, казалось, полностью экономически оправдана: доставлять нефть основным потребителям — европейским странам — за счет этого становится значительно быстрее и дешевле. Но сегодня эти трубопроводы практически не используются в связи с обострением политической ситуации в ряде стран и многократно возросшими рисками.

С уязвимостью нефтепроводного транспорта при отсутствии адекватной альтернативы пришлось столкнуться и России. Именно желание диверсифицировать отечественную нефтетранспортную систему стало толчком для начительного ее развития в последнее десятилетие.

Современная система транспортировки нефти по суше на большие расстояния немыслима без трубопроводов

«Дружба» и бизнес

Балтийская трубопроводная система стала реальной альтернативой «Дружбе», ставшей неэффективной после развала Советского Союза

В разное время Россия не единожды становилась мировым лидером по мощности нефтепроводного транспорта и к настоящему времени прочно закрепила за собой первенство: российская «Транснефть» сегодня владеет самой протяженной сетью нефтепроводов — свыше 70 тыс. км, по трубе проходит более 90 % всей добываемой российской нефти. Основа сети закладывалась после Второй мировой войны, когда в СССР началось активное освоение месторождений Западной Сибири. Советскому Союзу принадлежит и заслуга строительства первого трансъевропейского нефтепровода: «Дружба» вывела советскую нефть на европейский рынок, сделав СССР ключевым поставщиком для стран соцлагеря.

Однако именно «Дружба» впоследствии стала объектом недружественных манипуляций. Изначально трубопровод соединял месторождения Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна с несколькими ключевыми перевалочными пунктами: латвийским Вентспилсом, белорусским Мозырем — и дальше шел через Польшу в Германию и через Украину в Чехословакию и Венгрию. После развала СССР транзитные риски для России многократно выросли, а поставщикам нефти пришлось столкнуться с жестким ценовым диктатом со стороны зарубежных владельцев трубы. Такое положение подтолкнуло правительство принять решение о строительстве альтернативной трубопроводной системы, которая позволила бы часть нефти направлять в собственный порт. Этим портом стал Приморск в Ленинградской области.

Балтийская трубопроводная система (БТС) обеспечила прямой выход в российский порт Приморск, избавив от необходимости доставлять нефть в Вентспилс. Полностью БТС была введена в строй к концу 2006 года. А уже в 2007 году в правительстве заговорили о необходимости строительства БТС-2 — от города Унечи на российско-белорусской границе до порта Усть-Луга. Помимо экономических факторов (БТС довольно быстро начала наращивать объемы экспорта и позволила избавиться от ценового диктата потребителей российской нефти по «Дружбе») решение о развитии балтийских трубопроводов было продиктовано и желанием минимизировать влияние на транспорт нефти еще одного владельца «Дружбы» — Белоруссии.

Другой важный фактор развития российской нефтепроводной системы — поиск новых рынков сбыта. Бурно развивающаяся экономика стран Азиатско-Тихоокеанского региона сделала этот рынок лакомым куском для всех поставщиков энергоносителей. Заинтересованность России в новых потребителях вылилась в строительство трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО). Первый 1100-километровый участок нефтепровода был запущен в 2009 году. К настоящему времени нефтепровод соединяет Тайшет (Иркутская область) с городом Сковородино на российско-китайской границе и далее идет до порта Козьмино в Приморском крае.

БТС и ВСТО стали главными проектами отечественной трубопроводной системы со времен строительства «Дружбы». Их реализация обеспечила России достаточно устойчивое и независимое положение в мировом нефтеэкспорте и закрыла потребности российских нефтяников на ближайшее десятилетие. «Сегодня можно говорить о балансе на российском рынке трубопроводного транспорта», — считает начальник управления балансов и транспорта нефти «Газпром нефти» Елена Секачева. По мнению специалиста, в ближайшем будущем при стабилизации добычи нефти в РФ трубы хватит на всех. Но, учитывая перспективы развития новых месторождений, определенные коррективы все-таки потребуются. В первую очередь здесь речь идет, конечно, о ВСТО. Именно на эту ветку российской нефтепроводной системы рассчитывают нефтяники при инвестициях в освоение месторождений Восточной Сибири. Несколько таких проектов есть и у «Газпром нефти».

Направления транспортировки нефти, добываемой российскими активами «Газпром нефти»

На восток

Как и вся российская нефтянка, «Газпром нефть» большую часть добываемых ресурсов транспортирует по нефтепроводам «Транснефти» — в случае доступности трубы альтернативу ей по стоимости, скорости и надежности транспортировки сложно найти. Около 70 % нефти попадает на собственные НПЗ компании, остальная часть идет на экспорт или внутренний рынок. В настоящее время к общероссийской трубе подключены все крупные действующие добывающие активы компании в Западной Сибири и все нефтеперерабатывающие заводы на территории России. Исключением из этого правила стал лишь оренбургский кластер — здесь нефть отправляется на завод «Газпром нефтехим Салават» по трубопроводу, принадлежащему «Газпрому».

Трубопроводный транспорт должен стать основным и для новых перспективных активов «Газпром нефти» в Восточной Сибири — Куюмбы (Красноярский край) и месторождений Чонской группы (Иркутская область). Что касается Куюмбинского месторождения, то, несмотря на то что оно было открыто еще в 1973 году и отнесено к крупным, его разработка долгое время оставалась нерентабельной в первую очередь из‑за отсутствия инфраструктуры. После запуска ВСТО правительство при активном участии нефтяных компаний приняло постановление о строительстве «Транснефтью» ветки Куюмба — Тайшет протяженностью почти 700 км. Трубопровод планируется ввести в строй уже к концу 2016 года. Новый участок позволит перейти к промышленной разработке Куюмбы с поставкой добытой нефти в порт Козьмино. Туда же пойдет нефть и с активов Чонской группы, которые находятся всего в 80 км от ВСТО. «Не секрет, что активы в Западной Сибири в большинстве своем перешли в стадию падающей добычи, поэтому в перспективе мы рассчитываем на серьезное приращение экспорта именно в восточном направлении, — рассказал начальник управления торговых операций с нефтью Александр Чиж. — В связи с этим ВСТО для нас — стратегически важный трубопровод, и мы надеемся, что в перспективе „Транснефть“ сможет расширить его мощности».

Если на Чоне еще только предстоит строительство напорного трубопровода, который соединит месторождения с трубой ВСТО, то на другом новом активе «Газпром нефти» — Восточно-Мессояхском месторождении — такое строительство уже ведется. Мессояхская группа месторождений находится в арктической зоне ЯНАО, на Гыданском полуострове. Залежи были открыты еще в 80-х годах прошлого века, но, как и другие удаленные месторождения, вынуждены были дожидаться более благоприятных условий для своей разработки. Шанс начать полномасштабное освоение заполярных активов на Ямале российские нефтяники получили после начала строительства новой трубопроводной системы «Транснефти» Заполярье — Пурпе. Строительство трубопровода должно завершиться уже к концу нынешнего года. В свою очередь «Газпром нефть» в 2014 году запустила строительство напорного нефтепровода протяженностью 96,5 км, который соединит Восточную Мессояху с системой «Транснефти » и позволит начать полномасштабную добычу на промысле.

Нестандартные решения

Заполярные месторождения — это перспективное направление развития не только для «Газпром нефти», но и для всей российской нефтяной отрасли. Особенности их географии и климатических условий долгое время оставляли за бортом отечественной нефтедобычи значительные запасы. «Газпром нефть» первой в России начала разрабатывать залежи на арктическом шельфе и одной из первых приступила к промышленной добыче в Заполярье — на Новопортовском месторождении. Эти два проекта — Приразломное и Новый Порт — заставили компанию изменить традиционную схему транспортировки нефти.

Ключевое звено транспортной инфраструктуры Новопортовского — терминал «Ворота Арктики»

В случае с Приразломным месторождением, расположенным в Печорском море, вариант транспорта нефти рассматривался только один — морские перевозки. Первая нефть отгружалась с месторождения в танкеры и отправлялась напрямую европейским потребителям. Но в связи с ростом добычи и ограниченным флотом танкеров ледового класса в январе 2016 года в Кольском заливе (порт Мурманск) было установлено крупное плавучее нефтехранилище — перевалочным пунктом для арктической нефти стал танкер-накопитель «Умба» (фоторепортаж с «Умбы» смотрите на стр. 18).

4 млн тонн нефти ежегодно будет транспортироваться с Новопортовского после ввода в строй ледового танкерного флота

Нефтехранилище принимает нефть не только с Приразломного, но и с Новопортовского. Последнее месторождение можно назвать уникальным с точки зрения логистики транспорта нефти за Полярным кругом. В «Газпром нефти» просчитывалось несколько вариантов транспортировки сырья с актива, расположенного на Ямале, в 30 км от побережья Обской губы. В качестве оптимального пути была выбрана отгрузка морем через Мыс-Каменный. При этом компании пришлось построить до побережья напорный нефтепровод протяженностью более 100 км. Далее нефть грузится на танкеры и вывозится в сопровождении атомных ледоколов «Росатомфлота» по Северному морскому пути до Мурманска. Ключевым звеном всей транспортной инфраструктуры станет терминал «Ворота Арктики» — нефтеналивной комплекс, вынесенный в акваторию Обской губы и способный выдерживать ледовые нагрузки. В настоящее время монтаж конструкции терминала уже завершен, проводится отладка всех систем. Дополнительным шагом к развитию морского способа транспортировки для компании стал заказ на строительство двух новых специализированных ледоколов обеспечения безопасной отгрузки нефти и шести танкеров ледового класса, общая грузоподъемность которых позволит ежегодно транспортировать с Новопортовского около 4 млн тонн нефти.

www.gazprom-neft.ru

При строительстве трубопровода на Мессояхе используются технологии, сокращающие воздействие на окружающую среду

7 апреля 2015

В рамках проекта освоения Мессояхской группы месторождений на Гыданском полуострове в ЯНАО построен самый северный в России подводный переход нефтепровода через реку методом наклонно-направленного бурения. Использование этого метода позволило сохранить нетронутым природный ландшафт реки Индикъяха, максимально сократив техногенное воздействие на флору и фауну при прокладке трубопровода.

Напорный нефтепровод от Мессояхской группы месторождений

Строительство нефтепровода протяженностью порядка 100 км диаметром 530 мм началось в октябре 2014 года, он соединит группу Мессояхских месторождений с самой северной точкой магистральной трубопроводной системы «Заполярье – Пурпе». Для дополнительной надежности толщину стенки участка, который пройдет под руслом реки, увеличили на 30% по сравнению с остальной частью трубопровода – до 14 мм. Для защиты окружающей среды от теплового воздействия трубопровод в теплоизоляции поместили в защитный футляр диаметром 1020 мм с толщиной стенки 16 мм.

В дальнейшем трасса трубопровода пересечет еще одну реку – Мудуйяху, через которую также будет сделан подводный переход. На всём протяжении трассы трубопровод будет оборудован оптоволоконным кабелем, который позволит контролировать его герметичность и оперативно реагировать на ее нарушение. Кроме того, на объекте будет установлена пожарная и охранная сигнализации, а также система видеоконтроля.

Группа Мессояхских месторождений включает Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское месторождения – самые северные в России нефтяные месторождения, находящиеся на суше. Лицензии на разведку и разработку принадлежат ЗАО «Мессояханефтегаз», которое паритетно контролируется компаниями «Газпром нефть» и «Роснефть». «Газпром нефть» выполняет функции оператора проекта.

Месторождения, открытые в 1980-х годах на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало-Ненецкого АО, в 340 км к северу от города Новый Уренгой, находятся в арктической климатической зоне, в регионе с неразвитой инфраструктурой. Доказанные запасы С1+С2 Мессояхской группы составляют около 480 млн тонн нефти и газового конденсата, а также более 180 млрд кубометров природного и попутного газа. Первая нефть с Восточно-Мессояхского месторождения получена в октябре 2012 года в рамках опытно-промышленных работ.

В структуре «Газпром нефти» подготовку к разработке Мессояхской группы курирует Филиал «Мессояха» компании «Газпромнефть-Развитие», осуществляющей управление новыми крупными проектами головной компании.

  • Фотогалерея «Мессояха»

Теги: добыча, Мессояха, транспортировка, экология

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» наращивает сотрудничество с иностранными партнерами

Вадим Яковлев

Нефтяная «дочка» «Газпрома» — «Газпром нефть», которая в этом году вошла в тройку крупнейших российских нефтяных компаний по объемам добычи, в ходе Петербургского экономического форума (ПМЭФ-2018) подписала большое число соглашений, значительная часть из них — с иностранными партнерами. О том, почему «Газпром нефть» вызывает повышенный интерес у зарубежных компаний, о зарубежных и российских проектах «Газпром нефти» и о стратегии развития НК после 2025 года в кулуарах форума в интервью «Интерфаксу» рассказал заместитель председателя правления, первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев.

Интерфакс

— После некоторого перерыва, вызванного санкционными мерами в отношении РФ, «Газпром нефть» вновь активно обсуждает варианты сотрудничества с иностранными партнерами. В чем видите причины того, что переговоры компании с иностранцами вновь активизировались?

— Если честно, даже в те годы, когда для нас менялась внешняя среда, особенного ослабления интереса к «Газпром нефти» из-за рубежа мы не чувствовали. Количество тем, которые мы обсуждали, со временем только увеличивалось, и на данный момент оно велико как никогда. Сотрудничество «Газпром нефти» с иностранными партнерами, действительно, динамично выросло в последнее время, и в подтверждении тому подписаны многочисленные соглашения на ПМЭФ.

Объяснить то, что интерес к «Газпром нефти» всегда был высоким, можно несколькими факторами. Во-первых, мировая нефтяная отрасль планирует свою деятельность вдолгую, сквозь любые политические циклы. Во-вторых, российская нефтянка показала свою устойчивость в период низких цен на нефть: когда везде в мире снижалась буровая активность, мы ее не снижали и продолжали принимать крупные инвестиционные решения. И, в-третьих, партнеры видят как динамично развивается сама «Газпром нефть», мы нацелены на результат и на получение совместной выгоды, наши партнеры это видят и ценят.

Многое, конечно, зависит и от внутренних возможностей наших партнеров. Было время, когда они попросту сокращали свою инвестиционную активность не только по отношению к России, но и на «домашних» активах. Просто не могли себе позволить осуществлять новые инвестиции из-за низких цен на нефть. Сейчас, видимо, внутренних возможностей у иностранных компаний стало больше, и темы, которые мы долго обсуждали, перешли в стадию реализации договоренностей, конкретных соглашений, сделок...

— Видимо, и подходы «Газпром нефти» к зарубежному партнерству за последние годы изменились?

— Партнерства, российские и западные, составляют значимую часть нашего бизнеса — примерно 40% активов находится в совместном владении и управлении. Мы всегда осознавали значимость этого направления, и много работали в части развития форматов партнерств. Нужно уметь слышать, чувствовать, понимать интересы партнера, быть способным в чем-то отойти от внутренних практик для того, чтобы найти точки соприкосновения, улучшить условия совместной работы.

«Газпром нефть» за последние годы стала ещё более гибкой, открытой к кооперационным моделям управления, мы все в большей степени совершенствуем этот навык. Кроме того, мы нацелены на дополнительные контакты, новые форматы общения, иногда все начинается с простого обсуждения состояния рынка, совместных оценок, взглядов на перспективу...

— Одной из новых сделок с участием иностранного партнера станет продажа 49-процентной доли в «Газпром нефть-Восток» РФПИ и эмиратскому фонду Mubadala. Как вы смогли заинтересовать фонд Mubadala в получении неконтрольной доли в небольшом предприятии, работающем на зрелых месторождениях?

— Это был взаимный интерес. Совместно с РФПИ и Mubadala мы давно искали конкретные проекты, на которых можно было бы стартовать совместно. При этом все участники на всех этапах осознавали, что есть большой потенциал для сотрудничества в России и за ее пределами. Поэтому участники соглашения по «Газпромнефть-Восток» рассматривают этот проект как стартовый в нашем долгосрочном сотрудничестве.

Базовая цена сделки составляет $302 млн, предусмотрен также отложенный платеж в размере $23 млн при выполнении определенных условий. Достигнутые договоренности мы закрепили в подписанном обязывающем соглашении.

Сама сделка по «Газпромнефть-Восток» является сбалансированной для всех сторон. Наша компания в последние годы достаточно много вкладывала в развитие газовой инфраструктуры на этом активе, и сейчас он подошел к этапу, когда инвестиции начинают давать отдачу. Для нас продажа доли дает возможность ускоренного возврата инвестиций. Для наших партнеров это проект, на котором они свою отдачу начинают получать с первого дня участия, поскольку «Газпромнефть-Восток» генерирует свободный денежный поток.

При этом активы «Газпромнефть-Востока» имеют перспективу развития, связанную с палеозойскими отложениями. Мы видим значительный потенциал наращивания ресурсной базы, и надеемся, что технологические возможности и опыт Mubadala внесут свой вклад в их ускоренный ввод.

— И какие еще проекты обсуждаются «Газпром нефтью» и Mubadala? Это не обязательно активы, в которых уже участвуют стороны?

— Мы не ограничиваемся теми активами, которые находятся в наших портфелях, формируем совместный стратегический взгляд на возможности дальнейшего сотрудничества. Это могут быть дополнительные проекты в России и на Ближнем Востоке, являющемся ключевым для Mubadala, а также регионом, входящим в периметр стратегии «Газпром нефти». В первую очередь обсуждаем проекты в сегменты добычи, которые могут начинаться с самых ранних стадий. Более подробную информацию мы раскроем, когда сделка по «Газпромнефть-Восток» будет закрыта.

— И когда она будет закрыта?

— В третьем квартале текущего года.

— Сообщалось также о планах вхождения китайской ZPEC в проект Чона. На какой стадии переговоры по этому активу?

— На данный момент мы можем только подтвердить то, что мы ведем переговоры с азиатскими партнерами по данному активу.

— В чем может быть интерес иностранного партнера в Чоне, проекте на очень ранней стадии, с геологическими рисками? Ранее японская JOGMEC отказалась от идеи участия в Чоне...

— Да, Чона пока находится на достаточно ранней стадии: на оценке геологических возможностей, подбора технологий для эффективной разработки. Но именно партнерский формат работы является стандартом для подобных проектов — с большой неопределенностью, но и с потенциально высокой отдачей. Ресурсная база Чоны очень значительна, что и формирует интерес к этому активу со стороны партнеров, с которыми мы сейчас находимся в дискуссии.

— «Газпром нефть» обсуждает партнерства только с азиатскими компаниями? С европейцами, например, совсем переговоров не ведете?

— Мы ведем переговоры также и с европейскими компаниями по проектам, как в России, так и на других территориях. Текущая стадия переговоров позволяет нам рассчитывать на то, что объявить о договоренностях с компаниями из Европы мы сможем уже в текущем году. Пока ограничусь такими формулировками.

— Один из ваших европейских партнеров испанская Repsol, с которой у «Газпром нефти» уже есть СП в ХМАО. Компании планировали развивать сотрудничество в РФ и за ее пределами...

— С Repsol мы прорабатываем конкретные опции расширения нашего взаимодействия. За рубежом это, прежде всего, Курдистан. Здесь Repsol владеет блоками Топхана и Курдамир, которые граничат с нашим блоком Саркала, синергия очевидна. Сейчас Repsol и министерство природных ресурсов Курдистана актуализируют планы разработки месторождений испанской компании. Газпром нефть" заинтересована в том, чтобы имея согласованный FDP (план развития месторождения) быстро подключиться к реализации совместных договоренностей.

— А в чем видите расширение партнерства Repsol и «Газпром нефти» в России?

— Возможно, расширение периметра деятельности для покупки геологоразведочных лицензий как в том регионе, где мы уже владеем активами (в Карабашской зоне ХМАО), так и на других территориях РФ.

Кроме того, между «Газпром нефтью» и Repsol на ПМЭФ подписано соглашение о технологическом сотрудничестве. Мы рассчитываем на совместное наращивание технологического арсенала. Например, одной из тем совместной проработки являются исследования в области петрофизики с использованием цифровых технологий и искусственного интеллекта.

— Год назад на ПМЭФ было подписано соглашение о технологическом партнерстве с Саудовской Аравией. За год удалось ли определить точки соприкосновения?

— Да, мы конкретизировали направления нашего сотрудничества. В качестве приоритетных выделили четыре направления: технологии бурения, разработка низкопроницаемых запасов, технологии многостадийного гидроразрыва пласта и развитие методов геологического моделирования. Соглашения предусматривают обмен опытом и наработками по этим областям, совместное тестирование технологий. И это не только кабинетная работа специалистов, могут быть опытно-промышленные работы, то есть проверка технологий на активах в России и Саудовской Аравии.

Интерес саудитов в том, что они сейчас подходят к проблеме вовлечения в разработку краевых зон месторождений с карбонатными коллекторами. Для них это трудноизвлекаемые запасы, задача будущего, тогда как для нас работа с запасами такого качества — реалии текущего дня. Мы имеем ценные наработки, и нам есть чем поделиться.

В свою очередь, «Газпром нефть», конечно же, заинтересована в привлечении в партнеры Saudi Aramco, крупнейшей нефтяной компании мира, с огромным технологическим потенциалом. Видеть, как работает команда Saudi Aramco, конечно же, очень интересно. Еще более важно получить доступ к их опыту и интеллектуальным возможностям.

— Заканчивая зарубежную тему, хочу задать несколько вопросов про активы на Ближнем Востоке. Сначала про крупнейший добычной зарубежный проект — иракскую Бадру. Первоначальный он был заявлен как быстрорастущий, но сейчас «Газпром нефть» просит власти Ирака согласовать стабилизацию добычи нефти на Бадре. Насколько серьезной может оказаться недополученная прибыль из-за смены приоритетов?

— С властями Ирака на рабочем уровне согласованы изменения плана разработки Бадры, заключающиеся в стабилизации добычи нефти на достигнутом уровне. Теперь ожидаем формализации этих договоренностей от Ирака. Думаю, что в течение этого года согласование нового плана реалистично. Мы считаем, что предоставили все необходимые аргументы.

Что касается финансового эффекта от снижения полки добычи по сравнению с первоначальными планами, то, с одной стороны, одновременно сокращается и объем инвестиций. С другой стороны, это несколько удлиняет сроки возврата тех инвестиций, которые мы сделали раньше. В целом, мы считаем, в текущей конъюнктуре, в текущих условиях такое решение является сбалансированным. В то же время для Бадры есть опция развития, бурения дополнительных скважин, и эту опцию мы с иракскими партнерами тоже обсуждаем.

— «Газпром нефть» не стала участвовать в очередном раунде на месторождения в Ираке, хотя заявляла, что оценивает блок Зурбатия рядом с Бадрой. Что произошло?

— Мы не подали заявку на последний лицензионный раунд в Ираке, как и многие другие нефтяные компании, из-за очень сжатых сроков проведения этого тендера. Но нам по-прежнему интересен этот блок, а также ряд других, находятся в провинции Вассит недалеко от месторождения Бадра. Это лицензионные участки на ранней стадии изучения. Но для их получения нужно ждать нового лицензионного раунда, куда они могут быть включены.

— Предлагаю перейти к новым российским партнерам «Газпром нефти». Что подразумевает собой соглашение со Сбербанком , также подписанное на ПМЭФ?

— Рамочное соглашение со «Сбербанк Лизинг» подписано с целью создания совместного предприятия. Это СП, используя лизинговый формат, будет покупать специализированную технику (например, современные буровые станки) и передавать ее нефтесервисным компаниям, которые оказывают услуги «Газпром нефти». Основное финансирование на покупку оборудования пойдет от российских банков, доля инвестиций «Газпром нефти» составит от 5% до 10%.

Поясню, зачем нам это надо. Подчеркиваю, «Газпром нефть» намеренно не хочет владеть нефтесервисным бизнесом. При этом мы заинтересованы в том, чтобы нефтесервисные компании, работающие на нас, обновляли свой парк, повышали технологический уровень. Но мы понимаем, что финансовые возможности нефтесервисников ограничены. Поэтому создаем механизм, который даст «Газпром нефти» высокотехнологическое оборудование, на котором будут работать сторонние сервисы.

Это новая форма работы в нефтесервисной сфере, на отечественном рынке, по-моему, ее еще никто не применял. И наши расчеты показывают, что это исключительно коммерческая схема. Одновременно она дает возможность сервисному рынку развиваться, расширять свои возможности. Надеемся, что в дальнейшем этот механизм может быть широко задействован.

— Надеетесь, что сервисные компании встанут к вам в очередь?

— С некоторыми нефтесервисными компаниями мы уже провели переговоры, интерес, несомненно, есть. Мы проведем отборочный тендер, и то предприятие, что предложит наилучшие условия, получит в пользование новое оборудование. Само оборудование будет закреплено за «Газпром нефтью», работать на нем можно будет только по нашим заказам.

— И еще про новые инициативы. Действительно, на базе Нового порта «Газпром нефть» планирует создание нефтегазового кластера, который может стать толчком для развития газового бизнеса компании?

— Мы строим в Новом порту уникальный инфраструктурный комплекс, чтобы иметь возможность эффективной монетизации всех видов углеводородов: и нефти, и конденсата, и газа. Создание такого комплекса позволит нам с максимальной эффективностью вовлечь в разработку те запасы компании, которые у «Газпром нефти» уже есть в районе Нового Порта.

Это якорный инфраструктурный комплекс, который будет также использоваться для разработки новых месторождений. Мы продолжим работу по расширению ресурсной базы возле Нового порта. Буквально недавно получили несколько новых участков: Южно-Каменномысский, Южно-Новопортовский, Суровый. Поскольку они пока находятся на поисковом этапе, состав углеводородов пока еще не определен. Но, в любом случае, мы понимаем, что в данном регионе все запасы имеют высокое содержание газа.

Поэтому «Газпром нефтью» принято решение о строительстве газопровода, который пересечет Обскую губу и выйдет на газовые объекты «Газпрома» в Ямбурге. Мощность газопровода планируется от 10 млрд куб. м. Для «Газпром нефти» наличие такого объекта создает возможность монетизации газа.

Параллельно частью инфраструктурного решения остается закачка газа в пласт для подержания пластового давления. Будем использовать и ту (закачка в пласт-ИФ), и другую (строительство газопровода — ИФ) возможность на разных стадиях жизненного цикла месторождения. На начальной стадии имеет смысл закачивать в пласт. Дальше, когда основные объемы нефти извлечены, имеет смысл газ поставлять на рынок. Кроме того, объемами закачки газа можно управлять, поскольку спрос на газ носит сезонный характер.

По нефти планка добычи не меняется — планируем добывать на Новом порту не менее 8 млн тонн. Что касается извлечения стабильного конденсата, то в зависимости от объемов мы можем продавать конденсат в виде отдельного продукта или смешивать конденсат с нефтью, улучшая качество сорта нефти Noviy Port и получать дополнительную премию. Когда будет ясность по подключению новых нефтяных месторождений к Новому порту, то вполне возможно будет расширить и нефтяную инфраструктуру проекта. Такое решение будет приниматься в зависимости от того, что эффективнее: повышать полку добычи на проекте или удлинять ее по времени.

— Сообщалось, что «Газпром нефть» готовит новую стратегию, определяющую развитие компании после 2025 года. Как бы Вы охарактеризовали суть новой стратегии, и когда она будет готова?

— Мы, действительно, сейчас проводим большую работу по обновлению стратегии развития компании после 2025 года, планируем завершить эту работу до конца года.

Что касается характеристик новой стратегии, то вы не увидите каких-то кардинальных и неожиданных изменений. Планируется дальнейшее поступательное развитие «Газпром нефти». Если говорить о добыче, то, достигнув уровня в 100 млн тонн н.э. в год, после мы намерены продолжать рост с темпами выше среднеотраслевых — не менее чем 1,5-2% в год. Это будет тот объем добычи, который позволит «Газпром нефти» войти в десятку крупнейших мировых публичных компаний — производителей жидких углеводородов и закрепиться в этой высшей лиге.

Поступательный рост добычи учитывает все возможности развития. Так, сейчас компанией сформирован избыточный набор возможностей, которые позволяют нам выбирать наиболее эффективные опции и более активно работать с имеющимся портфелем активов. Одновременно мы можем и далее продолжать предлагать потенциальным партнерам покупать доли в наших активах. Каких-то значительных покупок с рынка новая стратегия не предусматривает. В целом я бы охарактеризовал ее как стратегию органического роста.

При этом основной акцент мы делаем на эффективности, максимизации дохода на вложенный капитал, прибыли на каждый добытый баррель и качественное развитие организации. Мы ставим перед собой очень амбициозную цель — стать признанным в отрасли лидером по эффективности и безопасности деятельности, а также технологичности.

Что касается финансовые показателей, будем и дальше радовать инвесторов максимально высокими уровнями прибыли и дивидендов.

— Цифровая трансформация бизнеса, которую «Газпром нефть» утвердила в качестве одного из приоритетных направлений, является частью новой стратегии?

Нашу компанию выделяет то, что в течение многих лет мы целенаправленно работали над созданием новых цифровых решений. Огромный объем цифровых инициатив уже формирует критическую массу, мы можем говорить о цифровизации компании. Цифровизация для нас — это не только внедрение новых цифровых технологий. Это также пересмотр, как внутренних процессов, так и подходов к взаимодействию с нашими многочисленными партнерами.

Мы ставим перед собой цель построить единую открытую информационную платформу, в которой вместе с нами смогут работать также наши поставщики, подрядчики и субподрядчики. При этом мы хотим не насаждать им свой продукт, а вовлекать в процесс его создания на принципах, схожих с open-source, предоставляя уникальные технологические возможности и приглашая к совместному развитию и совершенствованию платформы в формате co-creation («совместное создание»).

Мы хотим выйти за юридические границы нашей компании, сделать прозрачным весь цикл «создания стоимости» для участников, перейти от взаимоотношений «заказчик/подрядчик» к совместной работе на общий результат и повышению «величины приза» для каждого из нас.

— Так скоро в «Газпром нефти» IT-специалисты станут важнее геологов и нефтяников-добычников...

— Не получится, но компания становится цифровой. Непосредственно для нефтяников цифровые навыки отныне становятся частью профессионального арсенала. И это главный фактор успеха в нефтяной компании будущего.

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» запатентовала технологию бесконтактной диагностики трубопроводов

Опубликовано: 18 декабря 2017, 10:25 | Служба новостей ЯмалPRO

«Газпром нефть» получила шесть патентов на собственную разработку технологии бесконтактной диагностики промысловых трубопроводов. На момент создания оборудования, зарубежных аналогов в нефтяной отрасли не существовало.

Новые технологии позволили специалистам «Газпром нефти» создать современный комплекс диагностики, принцип работы которого основывается на дистанционном измерении магнитного поля объекта. Благодаря этому можно превентивно выявить критические дефекты и запланировать точечный предупредительный ремонт. В ходе испытаний оборудования был смоделирован оптимальный режим действия комплекса, изготовлены опытные образцы, которые прошли все необходимые испытания и сертификации.

Использование нового комплекса даст как экономический, так и экологический эффект. Оперативный мониторинг позволит перейти от полной замены элементов трубопроводов на выборочный ремонт, а также повысит производственную безопасность объектов за счет раннего выявления дефектов.

Проект комплекса бесконтактной диагностики трубопроводов получил премию в области науки и техники ПАО «Газпром». Награждение победителей состоялось 7 декабря 2017 года в Москве.

— Уникальный комплекс диагностики собственной разработки подчеркивает передовые позиции нашей компании по внедрению в производство современных технологий. Новейшее оборудование позволит контролировать состояние подземных магистралей и повысит экономическую эффективность, снизив затраты на ремонт трубопроводов, — отметил Александр Шушаков, начальник департамента нефти и газа «Газпром нефти».

Конкурс на соискание премии «Газпрома» в области науки и техники проводится ежегодно среди дочерних обществ энергетического холдинга. Премии присуждаются за крупные разработки в области добычи, транспорта, хранения, переработки и использования углеводородного сырья, завершившиеся созданием или усовершенствованием, а главное — эффективным применением образцов новой техники, приборов, оборудования и материалов. Ежегодно «Газпром» вручает не более 10 премий.

Рубрики: Компании, Страна и Мир, ТЭК. Метки: Газпром нефть, диагностика, новости Ямал, новости ЯНАО, трубопровод.

Рейтинг новости:

www.yamalpro.ru

«Газпром нефть» внедряет передовые методы контроля за состоянием нефтепроводов

22 апреля 2014

Дочернее предприятие «Газпром нефти» - «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» после завершения опытно-промышленных испытаний приступил к эксплуатации беспилотного летательного аппарата (БПЛА), предназначенного для контроля технического состояния нефтепроводов.

Регулярный осмотр трасс трубопроводов для контроля их технического состояния повышает надежность работы системы. В процессе мониторинга определяется соответствие расположения трубы проектным параметрам, обнаруживаются технические повреждения, такие как несанкционированные переезды через трубопровод либо врезки в него.

Аппарат Chelpiper-75 разработан специально для «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и оснащен фотокамерой, видеокамерой и тепловизором. Самолет управляется с наземной станции, система позволяет оперативно менять траекторию, высоту и другие параметры полета. Маршрут задается с помощью GPS-навигатора. Летательный аппарат может находиться в воздухе до 4-х часов и передвигаться со скоростью 65-120 км в час. По возвращении на базу вся собранная информация анализируется, позволяя оценить внешнее состояние нефтепроводов.

В настоящее время наиболее распространенным способом мониторинга остается регулярный облет трассы на вертолете. Использование беспилотного летательного аппарата гораздо экономичнее и позволяет увеличить количество вылетов, одновременно существенно повысив качество наблюдения. В частности, используя беспилотник, обследовать трассы можно дважды в неделю - один раз с тепловизором, второй – с фотоаппаратом.

По итогам использования беспилотного аппарата в 2014 году, для дальнейшего совершенствования системы контроля за экологическими рисками, «Газпром нефть» будет внедрять новый положительный опыт патрулирования трубопроводов и в других дочерних предприятиях.

БПЛА Chelpiper-75 разработан группой компаний «Римера». Chelpiper-75 хорошо защищен от воздействия внешних факторов, аппарат успешно прошел промышленные испытания в ХМАО-Югре при температуре минус 35 градусов.

Некоторые технические характеристики аппарата:

  • Дальность полета – не менее 360 км, рабочая высота полета – 50-500 м.
  • Тип двигателя - винтовой
  • Масса - 10,5 кг
  • Размах крыла - 3,2 м
  • Температура окружающего воздуха от –35°С до +35°С
  • Режимы полета – автоматический или полуавтоматический
Теги: технологии, добыча

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» увеличивает мощности по транспортировке нефти с Новопортовского месторождения

12 января 2015

«Газпром нефть» начала строительство второй очереди напорного нефтепровода с Новопортовского месторождения до Мыса Каменного на берегу Обской губы (ЯНАО), откуда нефть доставляется морем потребителям. Протяженность трубопровода диаметром 530 мм составит 105 километров, мощность – не менее 5,5 млн тонн нефти в год, в случае необходимости она может быть увеличена. Работы планируется завершить в 2016 году.

Новопортовское месторождение. ЯНАО

Прокладка нефтепровода будет осуществляться с учетом лучших мировых стандартов и с использованием инженерных решений, позволяющих минимизировать воздействие на окружающую среду и гарантировать надежную работу в сложных климатических условиях Арктики. В частности, трассу оборудуют переходами для миграции животных. Кроме того, трубы уложат на специальные подвижные опоры. Такая конструкция позволяет с одной стороны оградить слои многолетней мерзлоты от дополнительного теплового воздействия, а с другой – обеспечить надежную защиту трубопровода от повреждений в результате смещения оттаявшего грунта. Магистраль оборудуют системами управления, обогрева и мониторинга в режиме реального времени. После начала эксплуатации нефтепровода за его состоянием будет вестись круглосуточное наблюдение, а в случае поступления сигнала о возникшей проблеме оператор сможет дистанционно прекратить транспортировку сырья на определенном участке до устранения неполадок.

Первая очередь трубопровода от Новопортовского месторождения до Мыса Каменного

При строительстве используют материалы и оборудование российских производителей, к работам привлечены подрядчики, имеющие опыт сооружения аналогичных объектов в условиях Крайнего Севера – по итогам тендера выбраны компании ООО «Стройтрансгаз-М» и ООО «КомплектМонтажСтрой».

Строительство первой очереди трубопровода мощностью 600 тыс. тонн в год от Новопортовского месторождения до Мыса Каменного было завершено в середине 2014 года. Созданная на месторождении и на побережье Обской губы инфраструктура позволила летом 2014 года выполнить первую отгрузку нефти Нового порта морем. Полномасштабная разработка месторождения начнется в 2016 году, после завершения строительства терминала для круглогодичной отгрузки нефти.

Извлекаемые запасы Новопортовского месторождения по категории C1 и С2 составляют  более 250 млн тонн нефти и конденсата, а также более 320 млрд кубометров газа (с учетом палеозойских отложений). В прошлом году «Газпром нефть Новый Порт» (оператор проекта, дочернее предприятие «Газпром нефти») выполнил программу бурения в рамках опытно-промышленной эксплуатации месторождения, приступив к эксплуатационному бурению. В октябре 2014 года был завершен первый сезон вывоза нефти с Нового порта морским путем. Сырье нового сорта Novy Port по своим свойствам относится к категории легких. Проект реализуется под управлением компании «Газпромнефть-Развитие» (дочернее предприятие «Газпром нефти», управляющее новыми крупными проектами в сегменте добычи).

  • Видео: Нефть нового сорта Novy Port с Новопортовского месторождения «Газпром нефти» (телеканал Россия24)

  • Фотогалерея «Новый Порт»:

Теги: добыча, Новопортовское месторождение

www.gazprom-neft.ru