Добыча углеводородов

Добыча углеводородов (млн т н. э.)

По результатам 2018 г. Компания укрепила позиции в тройке лидеров по добыче углеводородов в России. В 2018 г. добыча углеводородов с учетом доли в совместных предприятиях увеличилась на 3,5 % и составила 92,88 млн т н. э. Суточная добыча углеводородов по Группе увеличилась на 3,5 % и составила 254,45 тыс. т н. э.

Наибольший вклад в рост добычи внесло развитие крупных проектов «Газпром нефти» – Приразломного, Новопортовского и Восточно-Мессояхского месторождений. Кроме того, свой вклад внесли увеличение доли владения в «Арктикгаз» с 46,67 до 50 % и начало добычи на Тазовском месторождении.

Компания продолжает формировать в Арктике мощный кластер, который обеспечит будущее ее нефтегазодобычи. В 2019 г. на Новопортовском месторождении планируется обустройство северной части.

На Мессояхской группе в 2018 г. запущены новые высокодебитные скважины. На 2019 г. намечена разработка глубоких горизонтов Восточно-Мессояхского месторождения и подготовка к освоению Западного участка, где в 2018 г. была открыта газонефтяная залежь, сравнимая с самостоятельным месторождением: ее геологические запасы оцениваются в 85 млн т н. э. Добыча здесь начнется в 2021 г.

Добыча нефти

Добыча нефти и конденсата по Группе увеличилась на 0,9 % и составила 62,99 млн т. По итогам 2018 г. Компания заняла третье место в России по объему добычи нефти после ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ».

Компания достигла существенных успехов в инновационных методах увеличения нефтеотдачи. В 2018 г. подведены окончательные итоги двух лет него пилотного проекта щелочь-ПАВ-полимерного заводнения на Западно-Салымском месторождении. Технология позволила увеличить коэффициент извлечения нефти до 69 % – почти в два раза больше, чем в среднем по российской нефтяной отрасли. Внедрение метода может дать вторую жизнь зрелым активам в традиционных регионах нефтедобычи и на много лет продлить срок эксплуатации этих месторождений. Дополнительная добыча на первоочередных объектах может составить 200 млн т нефти.

Добыча нефти С учетом газового конденсата. (млн т н.)

«Газпром нефть» делает ставку на Арктику и технологии добычи «трудной нефти»

«Опыт освоения шельфа, который мы наработали, уникален»

Одно из приоритетных технологических направлений для «Газпром нефти» – повышение эффективности бурения и заканчивания скважин. В 2018 г. на месторождениях Компании выполнялось бурение длинных горизонтальных скважин (максимальная длина – более 2 км) и многоствольных скважин с обсаженными стволами, применялись новые технологии ГРП (большеобъемного, кислотно-проппантного), тиражировалась технология бурения на депрессии, эффективность которой была подтверждена ранее.


Месторождения – лидеры по росту добычи нефти в 2018 году

Новопортовское
7,1 +20 %
млн т
Приразломное
3,2 +21 %
млн т
Активы «Мессояханефтегаз» Доля Компании в добыче.
2,2 +41 %
млн т


Добыча нефти на Новопортовском месторождении (спецрепортаж телеканала «Россия-24»)

Приразломная – рукотворный остров (спецрепортаж телеканала «Россия-24»)

«Движение вперед»



Глоссарий
Бурение на депрессии

Технология бурения, при которой пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине. Это позволяет свести к минимуму загрязнение пласта, увеличить скорость бурения и повысить коэффициент извлечения нефти.

Обсаженный ствол

Интервал скважины, в котором ее стенки закреплены колонной из специальных обсадных труб, последовательно свинченных или сваренных между собой.

Проппант

Гранулообразный материал, который не позволяет трещинам, создаваемым в ходе ГРП, смыкаться под действием горного давления и за счет этого повышает нефтеотдачу пласта.

Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение

Химический метод увеличения нефтеотдачи с месторождений в поздней стадии разработки. При этом в пласт закачивается смесь щелочи, поверхностно-активного вещества (ПАВ) и полимера.

Добыча газа

«Газпром нефть» активно развивает газовое направление, ориентированное на коммерциализацию запасов ПНГ и природного газа, добываемого на нефтяных месторождениях, и увеличение его стоимости. В 2018 г. добыча газа по Группе выросла на 9,4 % – до 37,22 млрд м3. Это произошло в основном вследствие обеспечения высокого коэффициента эксплуатации газового оборудования (96 %), удержания высокого уровня утилизации ПНГ до 97–99 % на активах с развитой газовой инфраструктурой, а также расширения инфраструктуры по закачке газа в пласт на Новопортовском месторождении и расширения газотранспортных компримирующих мощностей на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

В 2018 г. Компания приняла решение о развитии мощностей с целью повышения уровня полезного использования газа Новопортовского месторождения и ресурсной базы соседних участков.

В дальнейшем будет построен газопровод с полуострова Ямал в сторону полуострова Гыдан к Ямбургскому месторождению, где он присоединится к единой системе газоснабжения. Плановый срок ввода в эксплуатацию газопровода – 2022 г. Учитывая богатую ресурсную базу газа на полуострове Ямал, новый трубопровод станет важным компонентом стратегической инфраструктуры Компании в этом регионе.

Газ Ямала

Добыча (полезное использование) газа  Состоит из товарного газа и газа, использованного на собственные нужды. (млрд м3)

Ценный ресурс: газовые проекты «Газпром нефти»


Трансформация
Уникальные компетенции на шельфе

Работа на шельфе относится к самым сложным направлениям в нефтегазовой отрасли – как по методам добычи, так и по важности защиты окружающей среды. «Газпром нефть» использует на шельфе передовые технологические достижения, укрепляя свою репутацию флагмана освоения Арктики. Сейчас в Компании принято решение о трансформации шельфового блока, которая должна быть завершена до середины 2019 г. На базе ООО «Газпром нефть шельф» будет создана управляющая компания, которая станет точкой принятия решений и стратегическим центром реализации шельфовых проектов. В обновленной структуре будут специализированные компании по эксплуатации морских нефтегазовых объектов, проведению геолого-разведочных работ, центр шельфовых компетенций.



Технологии
Цифровой двойник месторождения
>2
млрд ₽
экономический эффект до 2021 года
1,52 %
потенциал роста добычи
2,5
тыс. скважин
охвачено системой


В Центре управления добычей ООО «Газпромнефть-Хантос» впервые в России разработана и используется в управлении производством цифровая интегрированная модель актива.Здесь создается цифровой двойник южной территории Приобского месторождения. Цифровая платформа собирает данные со скважин и насосного оборудования, обрабатывает их, прогнозирует и выдает рекомендации по оптимальным режимам добычи на конкретных объектах.

Центр управления добычей ООО «Газпромнефть-Хантос» не имеет аналогов в отрасли и служит образцом того, как в будущем будут управляться нефтедобывающие производства. Эта модель будет распространена и на другие добывающие активы Компании.



«Газпром нефть» повышает эффективность управления добычей с помощью цифровых технологий


Технологии
Центр управления проектами
С С 12 до 
до 7 лет лет
сокращение срока реализации проектов освоения месторождений
С С 6 до 
до 3 лет лет
сокращение срока начала добычи первой нефти
>5
млрд ₽
эффект до 2025 года (>5 % – снижение удельных затрат на наземную инфраструктуру)

В 2018 г. в Блоке разведки и добычи заработал Центр управления проектами. Его основная задача – создать единое цифровое и организационное пространство для реализации крупных проектов.

Центр управления проектами «Газпром нефти» имеет трехуровневую систему и включает многофункциональные центры в Санкт-Петербурге, Тюмени и непосредственно на месторождениях. Благодаря этому можно проводить цифровую экспертизу проектной документации с участием экспертов из разных регионов. Это повышает эффективность работы и ускоряет принятие решений.

Среди основных инструментов Центра управления проектами – проект «Каскад ProjectDataManagement». Он позволяет управлять объектами капитального строительства на основе цифровых двойников реального строящегося объекта.



Центр управления бурением «ГеоНавигатор»

Совершенство нон-стоп

Точки роста: кластеры нефтедобычи

МГРП как на ладони