Добыча углеводородов

По результатам 2020 г. Компания сохранила позиции в тройке лидеров по добыче углеводородов в России. Добыча углеводородов сохранилась на уровне предыдущего года – 96,06 млн т н. э. (в 2019 г. – 96,1 млн т н. э.). При этом добыча жидких углеводородов составила 60,52 млн т (–7,5 % к плану 2020 г.), что связано с ограничением добычи нефти по сделке ОПЕК+ с апреля 2020 г.

Добыча углеводородов (млн т н. э.)С учетом газового конденсата.
Предприятие 2016 2017 2018 2019 2020
Дочерние общества и доля в совместных операцияхКонсолидированные общества. 59,90 63,28 65,36 67,58 68,02
ПАО «НГК «Славнефть» (СП)Доля Компании в добыче. 7,88 7,52 7,28 7,37 5,08
АО «Арктикгаз»Доля Компании в добыче. 13,47 13,50 14,58 15,22 17,18
ЗАО «Нортгаз» (СП)Доля Компании в добыче. 4,59 3,83 3,36 3,12 2,66
АО «Мессояханефтегаз» (СП)Доля Компании в добыче. 0,36 1,62 2,30 2,81 3,11
АО «Евротэк-Югра» (СП)Доля Компании в добыче. 0,01
С УЧЕТОМ ДОЛИ В СОВМЕСТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ, ВСЕГО 86,20 89,75 92,88 96,10 96,06
Среднесуточная добыча углеводородов Группой «Газпром нефть», тыс. т н. э. / сут. 235,52 245,89 254,47 263,29 262,46
Источник: данные Компании
Ключевые события 2020 года
  • Компания начала освоение Бованенковского, Харасавэйского и Уренгойского месторождений на условиях долгосрочных рисковых операторских договоров
  • «Газпром нефть» начала полномасштабную реализацию проекта «Зима» в ХМАО-Югре
  • Добыча газа по Группе выросла на 5,5 % – до 43,08 млрд м3

Максимальный прирост добычи в 2020 г. продемонстрировали новые проекты, разрабатываемые ООО «Газпромнефть - Заполярье» (Западно-Таркосалинское и Песцовое месторождения), ООО «Меретояханефтегаз» (Тазовское месторождение) и ООО «Газпромнефть-Хантос» (месторождение им. Александра Жагрина).

«Актив будущего»


Программа комплексной трансформации бизнеса Блока разведки и добычи.

В рамках программы Компания оптимизирует бизнес-процессы, реализует цифровую трансформацию, развивает кросс-функциональные компетенции и новые форматы работы сотрудников.

Для программы выбран и адаптирован под условия нефтяного бизнеса продуктовый подход, обеспечивающий комплексность и целостность изменений. Продукт, объединяющий новые процессы, компетенции и технологии, не только становится комплексным объектом управления бизнесом, на котором сфокусировано внимание менеджмента, но и позволяет целостно управлять трансформацией, объединяя в себе Change и Run.

Итоги программы в 2020 г.

В 2020 г. все процессы интегрированы в шесть выделенных бизнес-продуктов по всей цепочке создания стоимости: от поиска новых возможностей развития до сдачи продукции на узле учета и коммерциализации газа. Благодаря внедрению в каждом бизнес-продукте кросс-функциональной модели работы, производственные команды ДО непрерывно развивают новые компетенции и командную культуру работы на единый бизнес-результат.

Продуктовыми командами запущено более 25 пилотов для решения ключевых бизнес-вызовов добывающих обществ Компании. За короткий период была выстроена система управления, обеспечившая даже в условиях удаленной работы операционный ритм и вовлечение более 700 сотрудников десятков подразделений Компании. Взаимодействие и принятие решений через продукты стало регулярным процессом работы как в КЦ, так и в ДО.

Уже в 2019 г. в рамках пилотного актива был получен эффект в размере 1,2 млрд ₽, а в 2020 г. эффект по программе составил более 3,6 млрд ₽, обеспечив положительный денежный поток, с подтверждением потенциала 100 млрд ₽ в горизонте до 2030 г.

Эффективность и целостность трансформации обеспечивается за счет внедрения единой операционной модели, позволяющей выстраивать сквозные процессы на всех уровнях управления и быстро тиражировать решения и лучшие практики через продуктовые команды – от новых форматов работы до прорывных цифровых технологий «Индустрии 4.0».

В 2021 г. Дирекция по добыче полностью переходит на новую продуктовую модель. Перед программой стоят следующие ключевые задачи:

  • внедрение продуктового подхода по всей цепочке создания ценности и операционной модели 2.0 на уровне активов в десяти дочерних обществах;
  • выстраивание и настройка интерфейсов продуктов и ЦИО на основе потенциала;
  • реализация единого цифрового ландшафта для всех бизнес-продуктов и уровней управления – от актива до Корпоративного центра;
  • внедрение единых общекорпоративных принципов и требований взаимодействия для всех участников экосистемы.
Месторождения – лидеры по приросту добычи углеводородов в 2020 г. (тыс. т)
Месторождение Добыча жидких углеводородов
2019 2020 +/– %
Им. Александра Жагрина 465,1 1 221,7 756,6 163
Песцовое 109,7 629,4 519,7 474
Западно-Таркосалинское 32,6 434,2 401,6 1 232
ТазовскоеПо данным Компании. 163,4 221,7 58,3 36

Добыча нефти

Добыча нефти и конденсата по Группе снизилась на 4,4 % и составила 60,52 млн т. Компания заняла третье место в России по объему добычи нефти. Среднесуточная добыча нефти (включая конденсат и жидкие углеводороды) составляла 165,36 тыс. т.

В сегменте добычи нефти Компания ориентирована на развитие инфраструктуры, максимизацию рентабельности извлечения запасов и увеличение нефтеотдачи за счет современных технологий и разработки нетрадиционных запасов, а также развития новых проектов.

В 2020 г. «Газпром нефть» начала полномасштабную реализацию проекта «Зима». Его текущие геологические запасы оцениваются более чем в 840 млн т. Новый кластер станет одной из ключевых точек роста для поддержания добычи Компании в Западной Сибири. Это один из самых быстроразвивающихся проектов Компании. В 2020 г. на месторождении был добыт 1 млн т жидких углеводородов. Пиковый уровень добычи планируется к 2024 г. – 6,5 млн т нефти в год.

Одно из ключевых направлений Стратегии развития «Газпром нефти» до 2030 г. – вовлечение в разработку нефтяных оторочекОсобый тип запасов, представляющий собой тонкую прослойку нефти под значительно превосходящей ее по объему газовой шапкой.. Компания обладает как новейшими технологиями, так и обширными компетенциями и богатым опытом освоения таких сложных запасов, полученными на проектах «Новый Порт» и «Мессояха».

В Восточной Сибири «Газпром нефть» создает новый добывающий кластер, одним из важных элементов которого станет нефтяная залежь Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (Республика Саха (Якутия)). Это месторождение уникально по величине геологических запасов нефти – 263 млн т. Однако его строение специфично: есть газовая шапка, а пластовое давление и температура пласта аномально низкие.

Компания осваивает нефтяную оторочку месторождения в рамках операторского договора с ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (дочернее общество ПАО «Газпром»), которое ведет разработку газовой части актива. Кроме того, в рамках долгосрочного рискового операторского договора начата промышленная добыча нефти из нефтяных оторочек Песцового, Ен-Яхинского и Оренбургского месторождений.

«Газпром нефть» разрабатывает Тазовское месторождение с 2017 г. Это особенный проект: сложный с геологической и технологической точек зрения. Примеров разработки аналогичных нефтяных оторочек немного даже в мировой практике. Геологические запасы активов составляют более 1 млрд т н. э. На Тазовском месторождении в 2021 г. предстоит завершить строительство основной инфраструктуры и запустить промысел в эксплуатацию. В планах до конца года перешагнуть рубеж в 1 млн т.

МЛСП «Приразломная» – один из ключевых активов «Газпром нефти» и единственный проект по добыче углеводородов на российском арктическом шельфе на стадии эксплуатации. На конец 2020 г. накопленная добыча на Приразломном месторождении составляла более 15 млн т нефти.

Для обеспечения бесперебойного процесса бурения и добычи внедряется комплекс решений строительства протяженных скважин со значительным отходом по горизонтали и модернизируется система поддержания пластового давления.

Технологические проекты «Газпром нефти» на шельфе реализуются с привлечением единого центра технической экспертизы и обеспечения интегрированной оценки вариантов обустройства морских месторождений. Поиск новых решений для шельфа является частью единой программы технологического развития Компании.

При освоении месторождений Компания широко применяет возможности новых технологий, в том числе беспилотные авиационные системы (БАС). Спектр применения беспилотных аппаратов очень широк: от транспортировки грузов и геологоразведки до контроля инфраструктуры и подбора площадок для АЗС. Основной эффект использования БАС – повышение качества данных, скорости их получения и, как результат, скорости и качества принятия решений. В «Газпром нефти» БАС выполняют много функций:

  • в воздухе:
    • доставляют грузы на отдаленные месторождения;
    • ведут магнитометрическую съемку,
    • дистанционно собирают сейсмоданные,
    • контролируют ход работ на стройплощадках,
    • доставляют пробы нефти со скважин,
    • перевозят тяжелые и негабаритные грузы,
    • проводят мониторинг городского трафика, чтобы найти лучшие локации для АЗС,
    • сканируют рельеф при планировании геолого-разведочных работ,
    • снимают лесные массивы для проведения лесотаксации;
  • на суше:
    • КАМАЗы перевозят грузы по внутрипромысловым дорогам,
    • электромобили «Газель Next» доставляют грузы со склада.

В частности, в 2020 г. на Южно-Приобском месторождении в ХМАО-Югре впервые в России пробы нефти в лабораторию доставил беспилотный летательный аппарат отечественного производства, устойчивый к климатическим условиям Крайнего Севера. Аппарат преодолел более 40 км без промежуточных посадок вдвое быстрее, чем наземный транспорт. А на Восточно-Мессояхском месторождении, которое семь месяцев в году доступно только с воздуха, в сентябре 2020 г. впервые в России был испытан беспилотный вертолет для доставки тяжелых и негабаритных грузов в условиях Арктики.

Кроме того, в 2020 г. впервые в России были опробованы и проведены производственные работы технологиями малоглубинной электроразведки и гиперспектральной съемки с применением беспилотных аппаратов. Готовится к выполнению магнитометрическая съемка с БАС на Похистневском лицензионном участке в объеме 3,7 тыс. пог. км.

Примеры использования искусственного интеллекта дляисследования месторождений

  • Система автоматического распознавания керна на основе машинного обучения и цифрового зрения предназначена для исследования горных пород на месторождениях Западной Сибири. Проект доказал возможность в семь раз ускорить лабораторный анализ полноразмерного керна для принятия решения по дальнейшей программе его исследования. Ядро системы – анализатор литологических слоев – обучается на наборе из более чем 17 тыс. фотографий керна в дневном и ультрафиолетовом свете. В комплексе с другими разработками «Газпром нефти» новая система позволит ежегодно экономить на лабораторных исследованиях около 85 млн ₽.
  • Система обработки и интерпретации сейсмических данных является основной для построения геологической модели и прогноза свойств месторождения. Сейчас качество ручной интерпретации сильно зависит от квалификации специалиста и занимает продолжительное время. Для повышения эффективности принятия решения по разработке месторождений были разработаны алгоритмы на основе машинного обучения, автоматизирующие эти процессы.
  • Проект «ОптимА». Разработанная в рамках него трехмерная модель за короткий срок рассчитывает тысячи вариантов разработки месторождений, позволяет подобрать наиболее эффективную геометрию расположения новых и режимы работы уже существующих скважин. Экономический эффект от внедрения системы на пилотных проектах уже оценивается в 500 млн ₽ с кратным ростом этого эффекта, ожидаемым после полномасштабного внедрения.
Реализация проекта «Зима»

В 2020 г. «Газпром нефть» начала полномасштабную реализацию проекта «Зима» в ХМАО-Югре. До недавнего времени этот нефтедобывающий кластер включал в себя пять лицензионных участков в Кондинском районе ХМАО-Югры и Уватском районе Тюменской области: Западно-Зимний, Северо-Вайский, Карабашский-84, Средневайский и Южно-Зимний. В конце 2020 г. Компания расширила кластер за счет трех новых участков: Снежного, Ледового и Холодного. Его текущие геологические запасы оцениваются более чем в 840 млн т.

Ядро проекта – месторождение им. Александра Жагрина, начальные извлекаемые запасы которого оцениваются в 111 млн т нефти. Также в границах нового кластера открыты Северо-Вайское и Средневайское месторождения, расположенные на одноименных участках. Их общий ресурсный потенциал – около 81 млн т жидких углеводородов.

Новый кластер станет одной из ключевых точек роста для поддержания добычи Компании в Западной Сибири. Запасы высокого качества расположены рядом с уже разрабатываемыми месторождениями и инфраструктурой ПАО «Транснефть». Благодаря этому «Газпром нефти» удалось максимально сократить цикл ввода запасов в разработку – до 1,5–2 лет.

«Зима» – один из самых быстроразвивающихся проектов Компании. Месторождение им. Александра Жагрина было открыто лишь в 2017 г., а уже в 2019 г. началось его промышленное освоение. В 2020 г. на месторождении был добыт 1 млн т жидких углеводородов. Пиковый уровень добычи планируется к 2024 г. – 6,5 млн т нефти в год.

Разработка баженовской свиты

Баженовская свита – горизонт горных пород толщиной 30–80 м, залегающий в Западной Сибири на глубинах 2–3 тыс. м на площади более 1 млн км2. По оптимистичным оценкам, ресурсы нефти в баженовской свите могут достигать 60 млрд т. Для изучения баженовской свиты в Компании создан центр индустриальной интеграции – ООО «Газпромнефть-Технологические партнерства» (ранее – «Технологический центр «Бажен»).

В 2020 г. «Газпром нефть» снизила стоимость добычиUDC – совокупность удельных затрат на бурение горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта, отнесенных на 1 т накопленной добычи нефти. баженовской нефти на 20 % в сравнении с 2019 г. – до 13 тыс. ₽ / т (с 2017 г. стоимость добычи сократилась в 2,3 раза). До конца 2021 г. планируется достичь уровня в 8,5 тыс. ₽ / т, что позволит начать промышленную разработку баженовской свиты на месторождениях с обустроенной инфраструктурой.

По итогам 2020 г. увеличена добыча нефти баженовской свиты на 78 % в сравнении с 2019 г. – до 100 тыс. т. Создание промышленной технологии разработки нетрадиционной нефти позволит уже к 2025 г. добывать до 1 млн т баженовской нефти ежегодно.

В 2020 г. на Пальяновском месторождении в ХМАО-Югре была построена высокотехнологичная скважина с горизонтальным стволом длиной около 2 км и 30-стадийным гидроразрывом пласта с высокими скоростями закачки жидкости до 16 м3/мин. Впервые все операции на такой сложной конструкции выполнялись с использованием оборудования российского производства. Уровень импортозамещения на экспериментальной скважине достиг 95 %.

В 2021 г. «Газпром нефть» планирует завершить тестирование комплекса решений для рентабельной добычи баженовской нефти. На Пальяновском месторождении будут пробурены восемь скважин для финального подтверждения эффективности промышленной технологии разработки нетрадиционных пластов. Завершение эксперимента и снижение стоимости добычи нетрадиционной нефти позволят начать рентабельную добычу баженовских углеводородов на месторождениях с развитой инфраструктурой в Западной Сибири.

Добыча нефтиС учетом газового конденсата. (млн т)
Предприятие 2016 2017 2018 2019 2020
Дочерние общества и доля в совместных операцияхКонсолидированные общества. 47,71 49,65 49,65 49,18 48,17
ПАО «НГК «Славнефть» (СП)Доля Компании в добыче. 7,50 7,15 6,91 6,98 4,85
АО «Арктикгаз»Доля Компании в добыче. 3,77 3,67 3,89 4,13 4,48
ЗАО «Нортгаз» (СП)Доля Компании в добыче. 0,52 0,38 0,31 0,28 0,24
АО «Мессояханефтегаз» (СП)Доля Компании в добыче. 0,35 1,58 2,23 2,73 2,78
С УЧЕТОМ ДОЛИ В СОВМЕСТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ, ВСЕГО 59,85 62,43 62,99 63,30 60,52
Среднесуточная добыча нефти Группой «Газпром нефть», тыс. т / сут. 163,52 171,05 172,58 173,43 165,36
Источник: данные Компании

Добыча газа

«Газпром нефть» активно развивает газовое направление, ориентированное на коммерциализацию запасов попутного и природного газа, добываемого на нефтяных месторождениях, и увеличение его стоимости. В 2020 г. добыча газа по Группе выросла на 5,5 % – до 43,08 млрд м3. Это произошло в основном вследствие ввода новых скважин на месторождениях АО «Арктикгаз» и Новопортовском месторождении, производственных мощностей по переработке и утилизации газа на месторождениях ООО «Газпромнефть-Восток» и в Оренбургском регионе, установки комплексной подготовки газа на Восточно-Мессояхском месторождении с июля 2020 г.

Кроме того, в 2020 г. Компания начала освоение на условиях долгосрочного рискового операторского договора таких крупных месторождений, как Бованенковское, Харасавэйское и Уренгойское. В данный момент на проекте «Харасавэй – Бованенково» сформирована концепция обустройства месторождений, утверждены инвестиции этапа «Определение», начата программа поисково-разведочного бурения. На проекте «Уренгой» утверждена базовая концепция обустройства месторождения и начата программа поисково-разведочного бурения. С запуском этих проектов в 2024–2026 гг. доля газа в добыче «Газпром нефти» достигнет 45 %. В ближайшие три года доля инвестиций Компании в газовые проекты составит около 30 %.

«Газпром нефть» поступательно наращивает использование попутного нефтяного газа (ПНГ). В 2020 г. уровень полезного использования ПНГ по дочерним обществам на территории России, за исключением долгосрочных рисковых операторских договоров (ДРОД) и участков недр, для которых показатель сжигания не нормируется («новые активы»), составил 95,06 % (с учетом новых активов – 93,67 %). Это результат реализации масштабной программы, работа над которой началась еще в 2011 г.

Среди ее направлений – транспортировка и сдача ПНГ на газоперерабатывающие заводы, в единую систему газоснабжения Российской Федерации, переработка, генерация тепловой и электроэнергии для обеспечения собственных нужд, закачка в газовую шапку для поддержания пластового давления.

  • обеспечение высокого коэффициента эксплуатации газового оборудования на объектах Компании (96,5 %);
  • вывод на проектный режим работы газовой инфраструктуры Урмано-Арчинской группы месторождений и Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, введенного в эксплуатацию в конце 2019 г.;
  • повышение производительности газоперекачивающих агрегатов установки комплексной подготовки газа Новопортовского месторождения.

Уникальный проект утилизации ПНГ был реализован в 2020 г. на Мессояхской группе месторождений, которая удалена от существующей газовой инфраструктуры. Был выбран вариант закачки газа в подземное хранилище на Западно-Мессояхском месторождении, пока неразрабатываемом. Чтобы реализовать замысел, потребовалось построить 47-километровый трубопровод между Восточно-Мессояхским (в разработке) и Западно-Мессояхским месторождениями, компрессорную станцию мощностью 1,5 млрд м3 в год. Запуск подземного газохранилища позволяет АО «Мессояханефтегаз» (СП) увеличить уровень использования ПНГ этого актива до 95 %.

Добыча (полезное использование) газаСостоит из товарного газа и газа, использованного на собственные нужды. (млрд м3)
Предприятие 2016 2017 2018 2019 2020
Дочерние общества и доля в совместных операцияхКонсолидированные общества. 15,18 16,98 19,56 22,92 24,07
ПАО «НГК «Славнефть» (СП)Доля в добыче. 0,47 0,45 0,47 0,48 0,28
АО «Арктикгаз»Доля в добыче. 12,09 12,25 13,31 13,81 15,40
ЗАО «Нортгаз» (СП)Доля в добыче. 5,07 4,29 3,79 3,53 2,93
АО «Мессояханефтегаз» (СП)Доля в добыче. 0,01 0,05 0,09 0,11 0,40
С УЧЕТОМ ДОЛИ В СОВМЕСТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ, ВСЕГО 32,82 34,02 37,22 40,85 43,08
Источник: данные Компании

Крупные проекты в добыче нефти и газа в 2020 г.

  • На проекте «Газ Ямала» завершена укладка трубопровода в акватории, получен необходимый для минимального пускового комплекса установки комплексной подготовки газа пакет разрешительной документации.
  • Утверждены концепции совместной реализации проектов «Мало-Ямальское» и «Ближненовопортовское».
  • На проекте «Тазовский» завершено строительство газопровода и нефтепровода, заключен договор на компримирование с ООО «Газпром добыча Ямбург», а также запущен второй этап Энергоцентра.
  • Запущена инфраструктура по закачке газа в пласт для увеличения добычи нефти на Восточно-Мессояхском лицензионном участке.
  • По проекту «Нефтяные оторочки» Песцового и Ен-Яхинского месторождений принято финальное инвестиционное решение, проект перешел на стадию «Реализация». Запущены напорный нефтепровод, система подготовки нефти и электростанция.
  • Заключен долгосрочный рисковой операторский договор по Чаяндинскому нефтегазоконденсатному месторождению, принято финальное инвестиционное решение.
Первая в Арктике цифровая подстанция

В 2020 г. на Новопортовском месторождении была введена в строй первая в Арктике цифровая двухтрансформаторная подстанция 110/10кВ «Север». Она обеспечит энергоснабжение кустовых площадок и социально-бытовых объектов северной части промысла, который расположен в 26 км от основной инфраструктуры актива. При проектировании специалисты адаптировали конструкцию здания и оборудование для работы в экстремальных климатических условиях, применили инновационные отечественные разработки в области элегазового оборудования.

Благодаря инновационным системам интеллектуального управления и диагностики для обслуживания объекта нужно минимальное количество персонала. Процессы измерения, управления и защиты оборудования максимально автоматизированы. Контроль за работоспособностью всех систем ведется удаленно из диспетчерской газотурбинной электростанции Новопортовского месторождения.