Российские проекты

Новый порт

Оператором проекта «Новый Порт» является ООО «Газпром нефть Новый Порт». Доля участия «Газпром нефти» — 90 %. Запасы углеводородов по международным стандартам (доказанные и вероятные) по состоянию на 31.12.2014 г. составляют 127,1 млн т н. э. Всего с начала эксплуатации Новопортовского месторождения добыто 170 тыс. т нефти.

Информация о запасах на Новопортовском месторождении
PRMS Доказанные Вероятные
Нефть + конденсат, млн т 46,2 42,7
Товарный газ, млрд м3 28,1 19,5
Итого, млн т н. э. 68,8 58,3

География проекта

Новопортовское НГКМ является самым северным из разрабатываемых НГКМ Ямала, расположено в юго-восточной части полуострова в ЯНАО (в 250 км к северу от г. Надыма, в 30 км от побережья Обской губы). Ближайшая железнодорожная станция Паюта в 200 км (только по зимнику).

История проекта

1964

Открытие Новопортовского месторождения.

2011

С целью последующей консолидации в «Газпром нефть» лицензия и активы Новопортовского месторождения обособлены в ООО «Газпром нефть Новый Порт», созданное в результате реорганизации путем выделения из ООО «Газпром добыча Надым».

«Газпром нефть» подтвердила возможность организации круглогодичного вывоза нефти с месторождения морским путем.

2012

Проведены испытания разведочных скважин. Полученные положительные результаты значительно превзошли ожидаемые.

Выполнено строительство первой очереди ЦПС нефти.

В декабре месторождение переведено на стадию опытно-промышленной эксплуатации.

Началось бурение кустовой площадки № 2.

2013

В феврале началась первая зимняя отгрузка нефти с месторождения автотранспортом.

На кустовой площадке № 1 пробурена первая скважина.

Выполнена первая на территории Ямальского района ЯНАО операция ГРП.

В июле вся операционная деятельность передана ООО «Газпром нефть Новый Порт».

Завершена подготовка концептуальных решений по геологии и разработке в части кустования скважин, закачке газа в продуктивные пласты, а также утверждены решения по энергоснабжению и транспорту нефти, газа и конденсата.

Заключен договор на организацию перевалки нефти в летний период 2014 г.

Заключено соглашение о взаимодействии с ФГУП «Росморпорт».

2014

Защищена Технологическая схема разработки Новопортовского месторождения.

Завершена программа испытаний разведочных скважин, получены положительные результаты. По отдельным скважинам получены дебиты нефти до 90 т/сут. при объемной обводненности продукции не более 10 %.

Начата программа эксплуатационного бурения (кустовые площадки № 3 и 3.1).

На Инвестиционном комитете Компании утверждено финансирование реализации Фазы 1 проекта.

Осуществлена первая летняя отгрузка нефти морским танкерным флотом. Впервые сырье с месторождения вывозится морем и отправляется европейским потребителям. За весь период отгружено 101 035,722 т четырьмя танкерами, при плане 82 500 т. Получено положительное заключение Главгосэкспертизы по объектам строительства 2015 г.: ЦПС (5,5 млн т/год), приемо-сдаточный пункт (5,5 млн т/год), напорный нефтепровод, 2-я нитка (диаметр 530 мм, протяженность 103 км), ВЛ 110 кВ (протяженность 103 км), газотурбинная электростанция (1, 2 этап — 96 МВт), нефтеналивной терминал (40 тыс. т/сут.) и КС с УКПГ (7,2 млрд м3/год).

Завершен комплекс работ по укладке подводного трубопровода и монтажу пилотных свай в летний период в рамках строительства нефтеналивного терминала.

В Министерство энергетики РФ направлены документы на получение налоговой льготы по экспортной пошлине.

Продлен максимальный срок действия льготной ставки НДПИ на нефть с 2016 г. до 2021 г. включительно для участков недр полуострова Ямал в ЯНАО.

Освоению месторождений Крайнего Севера как на суше, так и на море отведена важная роль в долгосрочной стратегии развития «Газпром нефти». Уже несколько лет мы работаем над созданием на севере ЯНАО нового кластера добычи. В него входят сложные и капиталоемкие проекты, ведь отсутствие инфраструктуры и суровые климатические условия требуют индивидуального подхода к каждому из них. Однако именно эти месторождения в ближайшем будущем станут точкой роста, которая внесет важный вклад в увеличение добычи «Газпром нефти» до 100 млн т н. э. в год. Начало летней отгрузки нефти Novy Port открывает новый канал транспортировки сырья — по морю. Полученный опыт использования этого маршрута поможет нам реализовать все намеченные планы и в 2016 г. приступить к круглогодичной промышленной разработке Новопортовского месторождения.

Александр Дюков Председатель Правления ОАО «Газпром нефть»

Планы по развитию проекта

В 2016 г. планируется начало промышленной эксплуатации месторождения.

В зависимости от геологического строения пласта юрские отложения (41 % запасов) планируется разрабатывать горизонтальными скважинами с многостадийным ГРП, а неокомские отложения (пласты группы Новый Порт — 36 % запасов) — горизонтальными скважинами с длиной горизонтального участка от 1 000 до 1 500 м.

Доля «Газпром нефти» в добыче нефти, газа и углеводородов на Новопортовском месторождении
Доля в добыче нефти ООО «Газпром нефть Новый Порт», тыс. т Доля в добыче попутного газа ООО «Газпром нефть Новый Порт», млн м3 Доля в добыче углеводородов в ООО «Газпром нефть Новый Порт», тыс. т н. э.
2014 148,101 0,008 154,525
2013 15,957 0,005 19,686
2012 6,037 0,003 6,039
2011
2010

Мессояха

Для разработки Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений в ЯНАО «Газпром нефть» и ТНК-ВР создали совместное предприятие. Оператором проекта выступает «Газпром нефть». Решение о создании СП обусловлено масштабностью проекта и сложностью его реализации. Управляя стратегическими активами напрямую, акционеры получают возможность оперативно принимать ключевые решения, опираясь на опыт и технологии двух крупнейших российских ВИНК. С 2013 г. в связи с тем, что ОАО «НК «Роснефть» приобрело ТНК-ВР, новым партнером Компании по проекту выступает ОАО «НК «Роснефть».

Доля участия «Газпром нефти» — 50 %. Запасы месторождения по стандартам PRMS (доказанные и вероятные) по состоянию на 31.12.2014 г. составляют 72,6 млн т н. э. Предполагается, что начало промышленной добычи на Мессояхских месторождениях начнется в 2016 г., пик добычи нефти придется на 2022–2023 гг., газа — на 2020 г. Максимальный пик добычи может составить до 8 млн т н. э. в год. Основная часть запасов приходится на тяжелую, высоковязкую нефть.

Информация о запасах на Мессояхских месторождениях
PRMS Доказанные Вероятные
Нефть + конденсат, млн т 6,4 66,2
Товарный газ, млрд м3 0 0
Итого, млн т н. э. 6,4 66,2

География проекта

Мессояхские месторождения являются самыми северными из известных нефтяных месторождений России, находящихся на суше. Мессояхская группа расположена на Гыданском полуострове в Тазовском районе ЯНАО в 340 км к северу от г. Нового Уренгоя, в арктической климатической зоне, в регионе с неразвитой инфраструктурой. Главной логистической особенностью проекта «Мессояха» является отсутствие нефте- и газотранспортных коммуникаций. Решением проблемы является строительство магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе общей протяженностью около 500 км. Проектирование и строительство данного нефтепровода ведет ОАО «АК «Транснефть». Параллельно со строительством магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе ООО «Газпромнефть-Развитие» начало строительство напорного нефтепровода от Восточно-Мессояхского НГКМ до ГНПС-1 магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе.

История проекта

1980-е

Открытие Мессояхских месторождений.

2012

В октябре получена первая нефть с Восточно-Мессояхского месторождения в рамках ОПР.

2014

Произведен зимний вывоз нефти в объеме 3 708 т (100 % доля ЗАО «Мессояхнефтегаз»).

Утверждены концепции геологии и разработки месторождений, наземной инфраструктуры и логистики.

Разработана и утверждена в Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР Роснедр) первая «Технологическая схема разработки «Восточно-Мессояхского месторождения».

В ходе подготовки к опытно-промышленной разработке «Мессояхи», «Газпром нефть» в 2012–2014 гг. завершила бурение 17 эксплуатационных и 3 водозаборных скважин на кустовых площадках № 1, 2, 4. Из 12 эксплуатационных скважин 6 закончены с горизонтальным стволом более 1 000 м. Кроме того, завершены бурением 4 геолого-разведочные скважины программы ГРР 2014 г., проведено испытание 17 объектов.

Инженерная подготовка в 2014 г. выполнена в полном объеме. Ключевые объекты инфраструктуры (ЦПС, газотурбинная электростанция, приемо-сдаточный пункт, напорный нефтепровод, опорная база промысла, вахтовый жилой комплекс, ремонтно-эксплуатационная база) обеспечены земельным отводом, ПД, ГГЭ, разрешением на строительство, заключены договоры на строительно-монтажные работы. Подрядчики выполнили плановый объем строительно-монтажных работ 2014 г.: ЦПС, ГТЭС, ПСП, напорный нефтепровод.

Программа зимнего завоза материально-технических ресурсов сезона 2013–2014 гг. выполнена в полном объеме.

Доля «Газпром нефти» в добыче нефти, газа и углеводородов на Мессояхских месторождениях
Доля в добыче нефти на проекте «Мессояха», тыс. т Доля в добыче попутного газа на проекте «Мессояха», млн м3 Доля в добыче углеводородов в на проекте «Мессояха», тыс. т н. э.
2014 1,854 1,854
2013 0,211 0,211
2012
2011
2010

Планы по развитию проекта

С 2015 г. начинается опережающее бурение эксплуатационных скважин для ввода Восточно-Мессояхского месторождения в полномасштабную разработку. Продолжатся строительно-монтажные работы основных объектов инфраструктуры.

Подача первой нефти проекта «Мессояха» в систему магистральных нефтепроводов запланирована в IV кв. 2016 г.

Приразломное

Приразломное нефтяное месторождение является первым проектом по освоению арктического шельфа Российской Федерации. Лицензия на разработку Приразломного месторождения принадлежит ООО «Газпром нефть шельф». Это месторождение является наиболее подготовленным к промышленному освоению шельфовым месторождением Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и выступает частью стратегии развития «Газпром нефти». Реализация проекта дает основу для дальнейшего освоения залежей углеводородов Арктической зоны континентального шельфа России.

Проект включает в себя строительство морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), береговой инфраструктуры, системы ликвидации аварийных разливов нефти, создание морской транспортно-технологической системы, бурение 20 добывающих и 12 нагнетательных скважин, а также специальной нагнетательной скважины для утилизации шлама и других буровых отходов.

Задачи проекта:

  • создание экономически эффективного актива;
  • развитие компетенций разработки месторождений в Арктической зоне континентального шельфа.

В проекте «Приразломное» «Газпром нефть» выступает как оператор. В целом по месторождению на 31.12.2014 г. извлекаемые запасы по международным стандартам PRMS (доказанные и вероятные) составляют 51,1 млн т н. э.

Информация о запасах на Приразломном месторождении
PRMS Доказанные Вероятные
Нефть + конденсат, млн т 15,1 34,3
Товарный газ, млрд м3 0,7 1,5
Итого, млн т н. э. 15,7 35,4

География проекта

Месторождение Приразломное расположено на юго-восточном мелководном шельфе Баренцева моря (в Печорском море) с глубинами 18,0–20,5 м, примыкающем к равнинному побережью Большеземельской тундры, в исключительной экономической зоне России, в 55 км от берега к северу от п. Варандей, в 240 км к северо-востоку от порта Нарьян-Мар на р. Печоре и в 980 км к востоку от г. Мурманска.

История проекта

1989

Открытие Приразломного месторождения.

2014

По результатам бурения эксплуатационной скважины PH 7 проведен оперативный подсчет запасов.

Добыт миллионный баррель нефти нового сорта ARCO (Arctic Oil).

Добыча нефти за год из эксплуатационной скважины PH 7 составила 263,2 тыс. т (проект — 1 150 тыс. т), добыча (потери) ПНГ — 12,3 млн м3.

Пробурена нагнетательная скважина IH 4, в бурении шламовая скважина SHL1.

Проведены работы по переобработке и переинтерпретации сейсмических материалов 2D и 3D.

Проведен геодинамический мониторинг в районе установки МЛСП «Приразломная».

Выполнены комплексные геотехнические мероприятия по подводному обследованию ликвидированных и законсервированных скважин, ранее пробуренных на месторождении, общей оценке прилегающей акватории в районе установки МЛСП «Приразломная».

Завершены работы по дополнительным исследованиям керна разведочных скважин, ранее пробуренных на Приразломном месторождении.

«Газпром» отгрузил первую партию нефти, добытую на Приразломном месторождении.

Планы по развитию проекта

Проведение геодинамического мониторинга в районе установки МЛСП «Приразломная».

Комплексные геотехнические мероприятия по подводному обследованию ликвидированных и законсервированных скважин.

Продолжение бурения эксплуатационных скважин.

Отбор и анализ керна и флюидов триасового комплекса для геологического изучения возможности захоронения шлама.

Начало ОПР по определению возможности промышленного захоронения отработанного бурового раствора, шлама и других технологических отходов в пластах горных пород.

Актуализация проектного документа на разработку месторождения.

Начало промышленной эксплуатации на проекте запланировано на 2016 г.

Доля «Газпром нефти» в добыче нефти, газа и углеводородов на Приразломном месторождении
Добыча нефти на проекте «Приразломное», тыс. т н. э. Добыча попутного газа на проекте «Приразломное», млн м3 Добыча углеводородов на проекте «Приразломное», тыс. т н. э.
2014 90,957 0,058 91,004
2013
2012
2011
2010

Куюмба

Проект разработки Куюмбинской группы месторождений является одним из крупнейших в портфеле «Газпром нефти». Партнером по проекту выступает ОАО «НК «Роснефть». Проект включает лицензии на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородов в пределах Куюмбинского, Терско-Камовского, Кординского, Абракупчинского лицензионных участков (ЛУ), а также лицензию на право геологического изучения Подпорожного ЛУ, расположенных на территории Байкитского района Красноярского края. Владельцем лицензий является ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Месторождения характеризуются сложным геологическим строением: тектонические блоки с разными уровнями ГНК, ВНК, высокая степень неоднородности фильтрационно-емкостных свойств, крайне низкая пористость (1-2 %).

Проект ориентирован на поставку нефти в нефтепроводную систему Восточная Сибирь — Тихий океан через нефтепровод Куюмба — Тайшет. Запуск проекта в стадию промышленной разработки планируется в IV кв. 2017 г., к моменту запуска магистрального нефтепровода. Целевые рынки — страны Азии. Качество нефти предполагается сравнимым с качеством нефти сорта Brent.

Доля участия «Газпром нефти» — 50 %. Извлекаемые запасы нефти месторождений в периметре проекта «Куюмба» по стандартам PRMS (доказанные и вероятные) составляют 114,2 млн т н. э.

Информация о запасах на Куюмбинском месторождении
PRMS Доказанные Вероятные
Нефть + конденсат, млн т 5 ,7 108,5
Товарный газ, млрд м3 0 0
Итого 5,7 108,5

География проекта

Куюмбинское НГКМ в административном отношении расположено в Байкитском муниципальном образовании Эвенкийского муниципального района Красноярского края. Месторождение входит в состав Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, в пределах которой нефтегазоносность связана с рифейскими карбонатными отложениями. Территория Куюмбинского месторождения находится в сложных природных и климатических условиях. Район характеризуется практически неразвитой инфраструктурой. Постоянные дороги в пределах площади работ отсутствуют. Ближайшим населенным пунктом является районный центр — п. Байкит, расположенный на правом берегу р. Подкаменной Тунгуски в 150 км северо-западнее. Ближайшая железнодорожная станция — Карабула, до которой доходит железнодорожная ветка от Транссибирской магистрали, находится на левобережье р. Ангары в 45 км от п. Богучаны и в 560 км от района работ. Основным путем сообщения являются зимние дороги, используются также вертолетный транспорт и речное сообщение. Река Подкаменная Тунгуска судоходна в течение двух недель в году.

История проекта

1980

Начало добычи нефти на месторождении.

2010

Начаты работы на опытно-промышленных участках. Основные задачи этапа ОПР направлены на минимизацию геологических рисков и неопределенностей, а также отработку технологии строительства скважин. На участках ОПР-1 и ОПР-2 подтверждена продуктивность при проводке горизонтального ствола в крест основному направлению развития трещиноватости по отношению к проводке горизонтального ствола вдоль. Максимальный достигнутый дебит по скважине № 104 — 159 м3/сут., 131 т/сут. безводной нефти.

2013

Исходя из ранжирования запасов и их изученности комплексный проект был разделен на четыре фазы (по участкам, 4-я фаза — «Программа поиска»). С целью запуска месторождения в промышленную разработку (в IV кв. 2017 г.) был выделен участок наиболее изученных запасов Куюмбинского ЛУ — Фаза 1.1, обеспечивающая загрузку объектов инфраструктуры первого пускового комплекса.

2014

В рамках выполнения максимальной программы гидродинамических исследований с целью формирования исходных данных для гидродинамического моделирования и промыслового анализа была реализована схема обратной закачки нефти в продуктивный горизонт. Такое решение позволило выполнить длительную отработку скважин и получить дополнительную информацию по динамике добычи нефти, жидкости и газа.

В рамках работ по подсчету запасов и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ПЗ и ТЭО КИН) согласована новая уточненная геологическая модель Куюмбинского месторождения. Выполнен подсчет запасов Юрубчено-Тохомского (в пределах Терско-Камовского ЛУ) месторождения.

Выполнена настройка секторной 3D гидродинамической модели на фактические данные и рассчитан прогноз основных технологических показателей разработки. Определены параметры «средней скважины» и актуализирован профиль добычи нефти, жидкости и газа.

Добыча нефти составила 85,5 тыс. т/год.

Закончены бурением четыре поисковых скважины.

Закончены бурением девять скважин горизонтального профиля на участках ОПР.

Завершены СРР 3D в полном объеме — 1 100 км2.

Завершены СРР 2D в полном объеме — 600 пог. км.

Выполнен отчет ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по выбору объектов для временного ПХГ.

Подготовлен концептуальный проект обустройства месторождения.

Выполнен и представлен в Федеральное бюджетное управление «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» ПЗ и ТЭО КИН Куюмбинского НГКМ (защита планируется в 2015 г.).

Введены в эксплуатацию следующие объекты: пожарное депо, автомобильная дорога от скважины К10 до скважины К219, подъездная автодорога к кусту скважин № 5. Завершено обустройство куста скважин № 1.

Заключены контракты и начато проектирование объектов первого пускового комплекса и генеральной схемы.

Выполнены работы и подготовлены материалы для экспертизы проекта по переводу Фазы 1.1 с этапа «Выбор» на этап «Определение» (экспертиза проведена в период 21–23 января 2015 г.).

Продлен максимальный срок действия льготной ставки НДПИ на нефть с 2017 г. до 2021 г. включительно для участков недр Красноярского края.

Планы по развитию проекта

Планируемый срок предоставления нового проектного документа на разработку Куюмбинского месторождения на рассмотрение ЦКР Роснедр — март 2015 г. Обновленный проектный документ будет учитывать полученную информацию по участкам ОПР, результаты ГРР, подсчет запасов 2014 г.

Продолжение работ на участках ОПР — 1, 2, 3, 4.

Интерпретация и обработка материалов 2D и 3D данных полевого сезона 2013/2014 гг.

Полевые СРР методом общей глубинной точки 3D на Западно-Куюмбинской площади в объеме 172,3 км2, на Куюмбинской площади — 197,8 км2.

Подготовка документов на получение льготы по экспортной пошлине.

Начало промышленной добычи на Куюмбинском месторождении начнется в 2017 г., пик добычи нефти придется на 2029–2031 гг. и может составить до 10,8 млн т в год.

Доля «Газпром нефти» в добыче нефти, газа и углеводородов на Куюмбинском месторождении
Доля в добыче нефти ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», тыс. т н. э. Доля в добыче попутного газа ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», млн м3 Доля в добыче углеводородов ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», тыс. т н. э.
2014 42,781 0,450 43,142
2013 15,966 0,254 16,170
2012 11,114 0,222 11,292
2011 16,009 0,143 16,124
2010 16,302 0,377 16,605

Нортгаз

Оператором проекта является ЗАО «Нортгаз», которое владеет лицензией на Северо-Уренгойский ЛУ.

В 2014 г. «Газпром нефть» стала доверительным управляющим в отношении 50 % акций ЗАО «Нортгаз», которые контролируются группой «Газпром». Таким образом, доля участия «Газпром нефти» составила в ЗАО «Нортгаз» — 9,1 %.

Информация о запасах ЗАО «Нортгаз»

PRMS

доказанные

вероятные

Нефть + Конденсат, млн т

2,3

0,8

Товарный газ, млрд м3

20,0

3,7

Итого, млн т н. э.

18,3

3,8

География проекта

Северо-Уренгойское НГКМ расположено в ЯНАО в 140 км севернее г. Новый Уренгой.

История проекта

2013

Ввод проекта в промышленную эксплуатацию.

2014

В декабре введено в эксплуатацию установка деэтанизации конденсата ЗАО «Нортгаз».

Запущено УДК на УКПГ Северо-Уренгойского месторождения.

Планы по развитию проекта

В 2016 г. общие мощности по подготовке газа и конденсата на месторождениях составят более 31 млрд м3 в год. Природный газ с месторождений будет поступать в Единую систему газоснабжения, газовый конденсат — в конденсатопровод Юрхарово — Пуровский завод по переработке конденсата (ЗПК).

Доля «Газпромнефти» в добыче нефти, газа и углеводородов на месторождениях ЗАО «Нортгаз»
Доля в добыче газа ЗАО «НОРТГАЗ», млн м3 Доля в добыче нефти ЗАО «НОРТГАЗ», тыс. т Доля в добыче углеводородов ЗАО «НОРТГАЗ», тыс. т н. э.
2014 500,247 58,097 459,796
2013
2012
2011
2010

Северэнергия

Оператором проекта является ОАО «АРКТИКГАЗ», являющееся 100 % дочерним предприятием ООО «СеверЭнергия». ОАО «АРКТИКГАЗ» владеет лицензиями на Самбургский, Яро-Яхинский, Ево-Яхинский и Северо-Часельский ЛУ.

В январе 2014 г. «Газпром нефть» увеличила долю в ООО «СеверЭнергия». В результате осуществления сделки эффективная доля владения «Газпром нефти» в «СеверЭнергии» достигла 45,1 %.

Инфрмация о запасах ООО «СеверЭнергия»

PRMS

доказанные

вероятные

Нефть + конденсат, млн т

57,3

41,4

Товарный газ, млрд м3

313,3

164,6

Итого, млн т н. э.

308,9

173,6

География проекта

Актив СеверЭнергия состоит из 3 газоконденсатных и 2 нефтяных проектов (а также опций Потенциала ГРР по нефти и газоконденсату), расположенных на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в пределах 150 км от г. Новый Уренгой.

История проекта

2010

В июле создано совместное предприятие «Газпром нефть» и ОАО «НОВАТЭК» — ООО «Ямал развитие» с целью реализации совместных проектов разработки нефтегазоконденсатных месторождений в ЯНАО.

2012

В апреле состоялась церемония торжественного ввода в промышленную эксплуатацию первой очереди Самбургского НГКМ, принадлежащего ООО «СеверЭнергия». Самбургское — первое из месторождений ООО «СеверЭнергия», на котором начата промышленная добыча углеводородов. Запущенные мощности по подготовке газа составляют 2,3 млрд м3 в год. Вторая очередь аналогичной мощности запущена в декабре 2012 г.

2014

Запущена третья линия Самбургской УКПГ. Построена и введена в эксплуатацию Уренгойская УКПГ.

Пробурено 116 эксплуатационных скважин.

Закончены полевые работы по 3D-сейсморазведке на Ево-Яхинском и Самбургском месторождениях. Ведется обработка и интерпретация данных.

Выведена на полную мощность Самбургская УКПГ.

Запущена I очередь установки подготовки нефти на Самбургском месторождении.

Запущены I и II очереди Уренгойской УКПГ.

Завершается строительство Яро-Яхинской УКПГ.

На начало 2015 г. объекты подготовки и транспорта газа и конденсата запущены на Самбургском и Уренгойском месторождениях (Самбургский ЛУ).

Планы по развитию проекта

В 2015 г. планируется завершить строительство и ввести в эксплуатацию основные производственные мощности ООО «СеверЭнергия».

В апреле 2015 г. планируется запуск УКПГ на Яро-Яхинском месторождении.

В 2016 г. общие мощности по подготовке газа и конденсата на месторождениях составят более 31 млрд м3 в год. Природный газ с месторождений будет поступать в Единую систему газоснабжения, газовый конденсат — в конденсатопровод Юрхарово — Пуровский завода по переработке конденсата (ЗПК). Развитие Яро-Яхинского, Самбургского месторождений также предполагает разработку нефтяных оторочек с подключением к строящемуся нефтепроводу Заполярье — Пурпе.

Доля «Газпромнефти» в добыче нефти, газа и углеводородов на месторождениях ООО «СеверЭнергия»
Доля в добыче газа ООО «СеверЭнергия», млн м3 Доля в добыче нефти ООО «СеверЭнергия», тыс. т Доля в добыче углеводородов ООО «СеверЭнергия», тыс. т н. э
2014 3 446,476 878,864 3 538,003
2013 1 320,944 184,281 1 179,483
2012 470,081 62,953 421,645
2011
2010

Чонский проект

Создание в Восточной Сибири нового для «Газпром нефти» центра добычи — одно из стратегических направлений работы компании. Отличительной особенностью всего региона является низкая степень геологической изученности. Поэтому новые точные данные, которые мы получаем за счет использования и комбинирования различных передовых методов геологоразведки, позволят создать максимально эффективную модель разработки этих месторождений и через несколько лет приступить к промышленной добыче нефти.

Вадим Яковлев Первый заместитель генерального директора ОАО «Газпром нефть»

Чонский проект состоит из двух модулей: Южный (Игнялинский ЛУ) и Северный (Вакунайский и Тымпучиканский ЛУ). Суммарные запасы углеводородов Чонского проекта оцениваются в 62,9 млн т н. э. Оператор проекта — ООО «Газпромнефть-Ангара». Финансирование «Газпром нефтью» первого этапа ГРР на Южном модуле, завершившегося в первом полугодии 2014 г., — 10 %. Доля «Газпром нефти» в финансировании работ по Северному модулю составляет 100 %.

Информация о запасах Чонского проекта
PRMS Доказанные Вероятные
Нефть + конденсат, млн т 1,8 17,6
Товарный газ, млрд м3 7,2 47,1
Итого, млн т н. э. 7,5 55,4

Месторождения Чонского проекта характеризуются сложным геологическим строением и требуют применения нестандартных методов геологоразведки. При проведении ГРР Компания использует уникальные технологии, среди которых СРР высокого разрешения 3D UniQ (технология Schlumberger) и метод комплексирования данных сейсмо- и электроразведки.

Плановая дата ввода месторождения в промышленную эксплуатацию — 2020 г.

География проекта

Ведется геологоразведка в рамках Чонского проекта, включающего три месторождения — Игнялинское, Тымпучиканское и Вакунайское, расположенные на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия).

История проекта

2013

Выполнена сейсмика 3D с применением технологии UniQ на трех месторождениях на площади в 500 км2.

Проведены электроразведочные работы в объеме 2,5 тыс. пог. км.

Пробурены четыре поисково-разведочных скважины.

Проведено повторное испытание четырех ранее пробуренных скважин.

2014

В 2014 г. в рамках Чонского проекта было выполнено 900 км2 сейсмики 3D, из них 600 км2 — по технологии UniQ.

Пробурено и испытано пять поисково-разведочных скважин.

Перевыполнение плана по приросту запасов.

Продлен максимальный срок действия льготной ставки НДПИ на нефть с 2017 г. до 2021 г. включительно для участков недр Иркутской области и Республика Саха (Якутия).

Планы по развитию проекта

Уточнение ресурсной базы и определение эффективных технологий вскрытия терригенных и карбонатных отложений

Выполнение СРР 3D (1 050 км2).

Определение эффективных технологий вскрытия карбонатных и терригенных отложений (проведение ГРП на трех скважинах).

Бурение и испытание четырех поисково-разведочных скважин.

Проведение электроразведочных работ (5 200 пог. км).

Долгинское

Развитие шельфовых проектов — стратегическая задача, стоящая перед «Газпром нефтью». Продолжая геологоразведку на Долгинском нефтяном месторождении, «Газпром нефть» расширяет свои компетенции в реализации шельфовых проектов.

Вадим Яковлев Первый заместитель генерального директора ОАО «Газпром нефть»

География проекта

Долгинское нефтяное месторождение, расположенное на шельфе Печорского моря в 80–110 км от берега, было открыто в 1999 г. Глубина моря в районе месторождения составляет 40–55 м. На месторождении проведены СРР методом 2D в объеме более 11 тыс. пог. км, а также сейсмические исследования методом 3D на площади 1,6 тыс. км2. Закончено бурение трех разведочных скважин — двух Северо-Долгинских и одной Южно-Долгинской. Оценка запасов по стандартам PRMS не проводилась. Доля участия «Газпром нефти» — 100 %.

История проекта

1999

Открытие месторождения.

2006

Принята Стратегия ОАО «Газпром» в области нефтяного бизнеса, в соответствии с которой все нефтяные активы ОАО «Газпром», в том числе на шельфе Российской Федерации, будут консолидированы в периметре Группы «Газпром нефть». Право недропользования на Долгинский ЛУ было получено ООО «Газпромнефть-Сахалин».

2011

«Газпром нефть» выполнила работу «Технико-экономические предложения промышленного освоения Долгинского нефтяного месторождения», в которой, с привлечением ведущих российских и мировых компаний, была оценена геолого-экономическая привлекательность актива.

2012

В июне на Центральной комиссии по недропользованию и управлению движением лицензий ОАО «Газпром» Программа промышленного освоения Долгинского нефтяного месторождения была успешно защищена и утверждена в качестве концепции его развития.

В сентябре между ОАО «Газпром» и ООО «Газпромнефть-Сахалин» был заключен операторский договор на проведение работ по геологоразведке, промышленной разработке и эксплуатации месторождения.

2013

Лицензия на право пользования недрами Долгинского нефтяного месторождения была консолидирована в дочерней компании ОАО «Газпром нефть» — ООО «Газпромнефть-Сахалин», соответствующей всем требованиям законодательства для проведения работ на шельфе.

В рамках исполнения лицензионных обязательств идет подготовка к строительству разведочных скважин в навигационные сезоны 2014 и 2015 гг.

2014

Пробурена и испытана скважина 3-СД.

Выявлено наличие газоконденсатных залежей.

Планы по развитию проекта

Актуализация геологической модели Долгинского месторождения по результатам бурения скважины 3-СД.

Разработка программы ГРР с учетом изменения периметра проекта.

Поиск партнера для совместной реализации проекта.

Новые проекты

Газпром нефть» работает в Оренбургской области всего несколько лет, а объем нашей добычи в регионе за этот период практически утроился. Мы продолжим наращивать этот показатель, чтобы к 2020 году довести его до 8,5 млн тонн углеводородов в год.

Вадим Яковлев Первый заместитель генерального директора ОАО «Газпром нефть»

Участки и месторождения, приобретенные в 2014 г.:

  • В 2014 г. «Газпром нефть» приобрела 100 % ООО «ЮГРА-ИНТЭК», владеющего лицензией на разработку Кувайского ЛУ на территории Оренбургской области. Площадь участка составляет 140 км2, ранее на нем проводились СРР. ООО «Газпром нефть Оренбург» продолжит геологоразведку для уточнения запасов актива. Приобретение Кувайского участка, примыкающего к Царичанскому месторождению ООО «Газпром нефть Оренбург», позволит получить дополнительный синергетический эффект от использования инфраструктуры для подготовки и транспортировки нефти, а также утилизации ПНГ. В конце декабря 2014 г. на территории участка началось бурение поисковой скважины № 2 — Кувайской с проектной глубиной 4 000 м с целью открытия залежей. В начале 2015 г. начнется выполнение СРР 3D в объеме 230 км2 с целью изучения структурного плана перспективных горизонтов участка и подготовки объектов под поисковое бурение;
  • «Газпром нефть» получила право пользования участком Ягодный, который расположен на территории Оренбургской области. Участок имеет высокую ценность для Компании, так как его ресурсная база будет способствовать поддержанию уровней добычи нефти на предприятии. В 2015–2016 гг. планируется проведение СРР, обработка и интерпретация полевого сейсморазведочного материала с целью обоснования объектов под глубокое поисковое бурение в 2017–2018 гг.;
  • В июне 2014 г. была переоформлена лицензия с ОАО «Газпром» на ООО «Газпромнефть-Сахалин» на право пользования недрами Северо-Врангелевского участка недр, расположенного в восточной части континентального шельфа Восточно-Сибирского моря и в западной части континентального шельфа Чукотского моря. Участок находится на предполагаемом западном продолжении нефтегазоносной провинции Аляски. Ресурсная оценка, по данным Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ФГУП «ВНИГНИ»), составляет 1,7 млрд т н. э. В 2015 г. планируется утвердить проект ГРР и создать бассейновую модель участка;
  • В декабре 2014 г. были переоформлены лицензии с ОАО «Газпром» на ООО «Газпромнефть-Сахалин» на право пользование недрами Северо-Западного и Хейсовского участков:
    • Северо-Западный участок расположен в пределах Баренцева и Печорского морей в непосредственной близости к архипелагу Новая Земля. Площадь участка составляет 9 866 км2. Согласно оценке ООО «Газпромнефть НТЦ», ресурсы Северо-Западного участка составляют 845 и 278 млн т нефти (геологические и извлекаемые соответственно). В пределах участка выделяют 8 перспективных поисковых объектов. В 2015 г. планируется утвердить проект ГРР и создать бассейновую модель участка;
    • Хейсовский участок расположен в пределах российской части Баренцева моря, между архипелагами Земля Франца Иосифа и Новая Земля. Площадь участка составляет 84 419 км2. Извлекаемые локализованные ресурсы по категории Д2 составляют 2 468 млн т н. э., из которых на нефть приходится 644 млн т, на газ — 1 766 млрд м3, на конденсат — 21 млн т. В пределах участка выделяется около 30 перспективных поисковых объектов;
  • В мае 2014 г. «Газпром нефть» приобрела 100 % ООО «Газпром нефть шельф», владеющего лицензией на право пользования недрами Приразломного месторождения.