«Газпром нефть» оптимистично настроена на добычу нефти на шельфе. Газпромнефть добыча нефти


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

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

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

Центр управления добычей

Технология B.4

до 15 % позволит снизить операционные затраты

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

Александр Дюков Председатель правления ПАО «Газпром нефть»

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

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

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

Добыча нефти

Добыча нефти (млн т) Источник: данные Компании

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

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

Высокотехнологичное бурение

Технология В.5

853 скважины сопровождал ЦУБ в 2017 г.

524 скважины в 2017 г. построены с МГРП

76 многозабойных скважин пробурено в 2017 г.

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

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

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

Добыча газа

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

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

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

Сода-ПАВ-полимерное заводнение (ASP)

Технология В.6

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

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

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

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

ar2017.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» оптимистично настроена на добычу нефти на шельфе

По оценкам ПАО «Газпром нефть», арктические проекты будут экономически эффективными при цене на нефть в районе 50 долларов США за баррель, а текущие цены уже выше этого уровня. Об этом в интервью с Platts заявил Андрей Патрушев, заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов ПАО «Газпром нефть».

S&P Global Platts

«Таким образом, эти проекты на данный момент без сомнения экономически целесообразны», — сказал Патрушев.

«В то время как Восточная Сибирь, где "Газпром нефть" планирует в среднесрочной перспективе запустить в разработку несколько месторождений, станет ключевым регионом для обеспечения прироста объемов добычи компании до 2030 года, шельфовые проекты, в том числе на Крайнем севере, являются вторым перспективным направлением развития в последующие годы», — сообщил Патрушев.

«Мы считаем, что развитие технологий и инфраструктуры, в том числе в Арктике, обеспечит возможность рентабельной добычи углеводородов в данном регионе», — сказал он.

По словам Патрушева, в этом году объем добычи сырой нефти на месторождении «Приразломное» вырастет на 33% до 3,5 млн. тонн, что примерно соответствует приросту в 71 тыс. баррелей в сутки, а к 2021-2022 годам увеличится до пикового уровня в 5 млн. тонн в год. «Ожидается, что период пиковой добычи „определенно“ продлится 3-4 года», — добавил он.

Кроме того, Патрушев сообщил, что «Газпром нефть» рассматривает возможность дальнейшего освоения месторождения на последующем этапе за счет извлечения сырья из более глубоких силурийско-девонских отложений. Согласно предварительным оценкам компании, данный проект, намеченный к реализации в 2024-2026 годах, может дать прирост в 1,1 млн. тонн в год к общему объему добычи на месторождении.

«В текущем году "Газпром нефть" планирует выполнить работы по 3D сейсморазведке на общей площади свыше 500 квадратных километров, и полученные в результате данные определят дальнейшие перспективы и лягут в основу решений по геологоразведке и бурению разведочных скважин на указанные выше горизонты», — заявил Патрушев.

Он также добавил, что компания намерена завершить обработку данных 3D сейсморазведки месторождения «Долгинское» и Северо-Западного лицензионного участка к концу этого года. Оба этих участка расположены относительно недалеко от Приразломного, в акватории Печорского моря.

Две другие лицензии, куда более сложные в географическом и климатическом отношениях, остаются в перспективе на более отдаленное будущее, заявил Патрушев. Здесь идет речь о Хейсовском участке, расположенном в тысяче километров от берега в Баренцевом море, а также о Северо-Врангелевском участке, который находится частично в акватории Восточно-Сибирского моря и частично в акватории Чукотского моря в восточной части арктической зоны России.

«Это географически очень большие и отдаленные районы, и очень малоизученные. Но они имеют огромный потенциал и могут содержать значительные запасы», — сообщил Патрушев.

Охотское море

«Несмотря на огромный потенциал Арктики, в дальнейшем "Газпром нефть" намерена развивать шельфовую добычу нефти в Охотском море на Дальнем Востоке», — заявил Патрушев.

По словам Андрея Патрушева, в 2025 году компания планирует начать освоение открытого в прошлом году месторождения «Нептун», расположенного у берегов острова Сахалин. По текущим оценкам компании, после достижения пика добычи это месторождение будет давать около 6 млн. тонн углеводородов в год.

«Сахалинский кластер является "понятным" традиционным регионом для компании в т.ч. за счет наличия развитой инфраструктуры и доступности подрядчиков и услуг», — говорит Патрушев.

Он также добавил, что достаточные объемы геологических данных об этом регионе обеспечивают лучшее понимание эффективности будущих проектов, в отличие от перспективных но малоизученных и географически удаленных арктических регионов.

«Газпром нефть» также продолжает переговоры по привлечению на свои шельфовые проекты иностранных партнеров, «главным образом, но не исключительно, из стран Азиатско-Тихоокеанского региона».

Компания подписала протокол о намерениях с японской компанией Mitsui касательно сотрудничества по Аяшскому лицензионному участку, в границах которого расположено месторождение «Нептун». Кроме того, в прошлом году был подписан протокол о намерениях с индийской государственной нефтегазовой компанией ONGC Videsh Ltd., предусматривающий возможность сотрудничества в рамках шельфовых проектов в России и других странах.

«Характер и условия обоих протоколов носят общий характер, но не исключают возможность создания совместных предприятий», — заявил Патрушев.

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

«Газпром нефть» вошла в тройку лидеров по добыче нефти в России — ПАО «Газпром нефть»

INTERFAX.RU

Олимпийский 2018 год для нефтяной отрасли России начинается сменой состава медалистов. На пьедестале лидеров добычи нефти теперь новый участник — «Газпром нефть» по итогам 2017 года выбила «Сургутнефтегаз» из состава чемпионов и поднялась на третье место.

«Сургутнефтегаз», согласно его отчету по РСБУ, по итогам 2017 года добыл 60,54 млн тонн нефти. Компания заявила план добычи в 61,4 млн тонн на 2018 год — это стандартный план «Сургутнефтегаза», который он ежегодно декларирует последние несколько лет.

Как сообщили «Интерфаксу» в «Газпром нефти» , добыча этой компании в 2017 году составила 62,3 млн тонн нефти, что на 4,3% больше по сравнению с 2016 годом.

— «Газпром нефть» динамично наращивала добычу на протяжении нескольких лет, наша стратегическая задача — выйти на объём 100 млн тонн углеводородов в год. В прошлом году большой вклад в рост добычи нефти нашей компании внесло развитие новых крупных проектов в арктической зоне — Новопортовского, Восточно-Мессояхского и Приразломного месторождений. Мы не только хотим продолжать наращивать добычу, мы хотим увеличивать ее эффективность и технологичность, без этого невозможна работа с трудноизвлекаемыми запасами.

«Тройка первых» в отечественной нефтянке не менялась последнее десятилетие: «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз». Еще дольше к списку призеров шла сама «Газпром нефть», которую «Газпром» купил в 2005 году с добычей чуть более 30 млн тонн. Дальнейшие установки акционера для нефтяной «дочки» газового концерна еще более амбициозны — «Газпром» недавно заявил, что «Газпром нефть» сейчас находится только в середине цикла роста.

www.gazprom-neft.ru