Добыча на карте

Добыча на карте

Новые добычные проекты «Газпром нефти»


Фото: Сергей Грачев, Борис Великов, Антон Жданов
Инфографика: Татьяна Удалова

Разработка новых залежей нефти — первостепенная задача для компании, претендующей на лидерство в отрасли. В «Газпром нефти» освоение таких месторождений строится на проектной основе. Сегодня в портфеле компании восемь новых проектов, каждый из которых можно назвать уникальным — по географическим, геологическим или климатическим параметрам. Согласно принятой стратегии, именно проекты, введенные в строй в последнее десятилетие, к 2020 году должны обеспечивать половину всего объема добычи «Газпром нефти»

Новый Порт

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-восточной части полуострова Ямал — в 250 км к северу от Надыма, в 30 км от побережья Обской губы. Извлекаемые запасы составляют более 250 млн тонн нефти и конденсата и более 320 млрд кубометров газа. Опытно-промышленная эксплуатация месторождения началась в 2012 году. Добываемый здесь новый сорт нефти, получивший название Novy Port, относится к категории легких и по качеству (содержание серы — около 0,1%) превосходит не только российскую смесь Urals, но и сорт Brent.

Для Новопортовского месторождения просчитывалось несколько вариантов транспортировки сырья. Изначально единственным способом вывоза нефти на большую землю были зимники, прокладываемые к железнодорожной станции Паюта, расположенной в 200 км от месторождения. А в качестве оптимального пути была выбрана отгрузка морем через Мыс Каменный в Обской губе. Для этого «Газпром нефти» пришлось построить напорный нефтепровод протяженностью более 100 км. В 2014 году нефть Нового Порта была впервые отгружена в танкер и доставлена морским путем потребителям в Европу. В феврале 2015 года состоялась первая зимняя отгрузка нефти. Танкер в сопровождении атомного ледокола был отправлен по Северному морскому пути.

Уникальный ледовый нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» сооружен для отгрузки новопортовской нефти

Для осуществления круглогодичной отгрузки сырья в Обской губе сооружен ледовый нефтеналивной терминал «Ворота Арктики», оснащенный двухуровневой системой противоаварийной защиты с гарантированным «нулевым сбросом», исключающим попадание любых посторонних веществ в акваторию. Это уникальное сооружение рассчитано на работу в экстремальных природно-климатических условиях: температура в регионе опускается ниже 50 градусов по Цельсию, толщина льда может превышать 2 м.

Мессояха

Группа Мессояхских месторождений (Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское) — самые северные запасы из разрабатываемых нефтяных месторождений России на суше. Расположены на Гыданском полуострове в 340 км к северу от Нового Уренгоя. Лицензия на недропользование принадлежит компании «Мессояханефтегаз», которая паритетно контролируется «Газпром нефтью» и «Роснефтью». Сегодня доказанные геологические запасы Мессояхской группы месторождений составляют более 470 млн тонн нефти и газового конденсата, а также 188 млрд кубометров природного и попутного газа. По отечественной классификации это уникальные месторождения.

Несколько десятков лет после открытия месторождения оставались невостребованными из-за отсутствия в регионе нефте- и газотранспортных коммуникаций. Ситуация изменилась только в 2011 году после начала строительства новой трубопроводной системы «Транснефти» Заполярье — Пурпе. В настоящее время на Восточно-Мессояхском месторождении завершается строительство производственной инфраструктуры. Обустраиваются кустовые площадки, ведутся пусконаладочные работы на центральном пункте сбора нефти, газотурбинной электростанции и приемо-сдаточном пункте. В мае этого года на проекте завершилось строительство напорного нефтепровода протяженностью 98 км до головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе. Запуск месторождения в эксплуатацию и подача первой нефти Мессояхи в систему «Транснефти» запланированы на осень 2016 года.

Мессояха — самые северные запасы из открытых нефтяных месторождений России на суше

«Арктикгаз»

Проект объединяет группу месторождений, расположенных на севере Ямало-Ненецкого автономного округа, — Самбургское, Уренгойское, Восточно-Уренгойское и Северо-Есетинское месторождения, входящие в Самбургский лицензионный участок, а также Яро-Яхинский, Ево-Яхинский и Северо-Часельский лицензионные участки. Месторождения разрабатывает компания «Арктикгаз» — совместное предприятие «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа».

Промышленная разработка актива началась в апреле 2012 года с запуска Самбургского месторождения. Сегодня Самбургское, Уренгойское и Яро-Яхинское месторождения уже выведены на проектную мощность. Основное добываемое сырье — газ и газовый конденсат. Мощность Самбургского месторождения составляет около 7 млрд куб. м природного газа и 0,9 млн тонн газового конденсата в год.

Природный газ с месторождений компании поступает в Единую систему газоснабжения, газовый конденсат — в конденсатопровод Юрхарово — Пуровский завод по переработке конденсата. Развитие Самбургского месторождения также предполагает разработку нефтяных оторочек с подключением к нефтепроводу «Заполярье — Пурпе».

Месторождения «Арктикгаза» содержат крупные запасы газа и газового конденсата

Чона

Проект включает три лицензионных участка — Игнялинский, Тымпучиканский и Вакунайский, расположенные на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия), в 100 км от трубопровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО). Лицензии принадлежат дочернему обществу «Газпром нефти» — «Газпромнефть-Ангаре». По состоянию на 1 января 2016 года начальные извлекаемые запасы месторождения по категории С1 + С2 составляют 210 млн тонн нефти, 270 млрд кубометров газа.

Для месторождений Чонского проекта характерно сложное геологическое строение, требующее применения нестандартных методов геологоразведки. Именно здесь компания впервые провела сейсморазведочные работы высокого разрешения по технологии 3D UniQ и применила метод комплексирования данных сейсмо- и электроразведки. В настоящее время на Чоне продолжается поисково-разведочное бурение, а также ведутся опытно-промышленные работы, направленные на определение оптимальной схемы разработки. Плановая дата ввода месторождений в промышленную эксплуатацию — 2021 год.

Куюмба

В портфеле «Газпром нефти» проект разработки Куюмбинской группы месторождений — один из крупнейших. В него входят Куюмбинский, Терско-Камовский, Кординский, Абракупчинский и Подпорожный лицензионные участки, расположенные в Эвенкийском районе Красноярского края. Лицензии принадлежат компании «Славнефть-Красноярскнефтегаз» — совместному предприятию с равными долями «Газпром нефти» и «Роснефти». Наиболее крупные месторождения проекта — Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское (Терско-Камовский лицензионный участок), их извлекаемые запасы нефти категорий С1 и С2 оцениваются более чем в 500 млн тонн.

Открытое еще в 1973 году Куюмбинское месторождение долгое время оставалось законсервированным из-за отсутствия инфраструктуры для транспортировки нефти. Ситуация изменилась после запуска трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан и принятия решения о строительстве «Транснефтью» ветки Куюмба — Тайшет протяженностью почти 700 км. С 2010 года на Куюмбинском месторождении активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов углеводородов к промышленной разработке. Запуск месторождения в полномасштабную эксплуатацию запланирован на 2018 год.

Бадра

Нефтяное месторождение Бадра, расположенное на территории провинции Вассит на востоке Ирака, — один из главных зарубежных добычных проектов «Газпром нефти». Геологические запасы Бадры оцениваются в 3 млрд баррелей (около 400 млн тонн) нефти сорта Basrah Light. «Газпром нефть» владеет 30-процентной долей в проекте и выполняет операторские функции.

Месторождение Бадра — одно из наиболее сложных по геологическому строению в Ираке. С серьезными трудностями пришлось столкнуться и при создании инфраструктуры на месторождении: во время ирано-иракской войны в районе Бадры пролегала линия фронта, территория была заминирована. Право на разработку месторождения было получено в декабре 2009 года. За четыре года здесь была построена первая очередь центрального пункта сбора нефти, а само месторождение соединено с магистральной трубопроводной системой Ирака 165-километровым трубопроводом. В мае 2014 года началась промышленная добыча нефти, а в августе того же года — коммерческая добыча и отгрузка сырья для отправки на экспортный терминал в городе Басра (Персидский залив).

Всего за несколько лет Бадра превратилась в один из самых высокотехнологичных активов компании

Сегодня Бадра — это высокотехнологичный актив. На месторождении завершается строительство завода комплексной подготовки нефти и переработки попутного нефтяного газа (ПНГ), при разработке проекта которого впервые в «Газпром нефти» использовалось информационное 3D-моделирование. Реализация проекта должна довести уровень полезного использования ПНГ на месторождении до 99%. Также здесь будет построена установка грануляции серы для максимально эффективной утилизации сероводорода.

Гармиан

Еще один иракский проект «Газпром нефти» — месторождение Саркала, относящееся к блоку Гармиан. Находится в Курдском регионе Республики Ирак. Запасы на начало 2016 года оценивались в 50 млн тонн нефти. Разработка ведется совместным предприятием, в котором доля «Газпром нефти» составляет 40%, еще 40% принадлежит канадской компании WesternZagros Resources, а оставшуюся часть контролирует правительство Курдистана. В начале 2016 года Gazprom Neft Middle East, дочерняя компания «Газпром нефти», приняла месторождение Саркала в операторское управление.

Первая нефть на блоке Гармиан была получена в 2011 году, в 2015-м начата коммерческая отгрузка сырья. В настоящее время здесь продолжается доразведка и подготовка к полномасштабному освоению. На курдских активах «Газпром нефть» впервые применила ряд новых технологий. Так, здесь использовались беспроводные датчики для проведения сейсмических исследований — в дальнейшем этот метод лег в основу программы «Зеленая сейсмика», направленной на сокращение вырубки деревьев при работе в лесистой местности.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ