Программа «Газпром нефти» против COVID-19

Подробнее

В тройке лидеров

«Газпром нефть» уверенно занимает место в тройке российских лидеров по объёму добычи углеводородов. В 2019 году компания добыла 96,1 млн тонн н.э., что на 3,5% больше чем в 2018-м. Добыча жидких углеводородов увеличилась на 0,5 % и составила 63,3 млн тонн.

96,1 млн тонн углеводородов добыла «Газпром нефть» в 2019 году

Развитие в Арктике

В 2019 году арктические активы «Газпром нефти» Новопортовское, Восточно-Мессояхское и приразломное м есторождения — внесли заметный вклад в общий рост объема добычи. За полярным кругом сегодня добывается около 30% всей нефти компании.

Развитие арктического кластера «Газпром нефти» продолжается. В 2020 году в рамках проекта «Новый Порт» планируется выход на уровень добычи 8 млн тонн нефти в год. Базой для роста должно стать освоение северной части месторождения, перспективность разработки которой уже подтверждена опытно-промышленными работами.

30% всей нефти «Газпром нефти» добывается за Полярным кругом
Нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» Нефтеналивной терминал «Ворота Арктики»
Нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» Нефтеналивной терминал «Ворота Арктики»
Нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» Нефтеналивной терминал «Ворота Арктики»

На Восточно-Мессояхском месторождении в 2019 году началось полномасштабное освоение ачимовских залежей, запасы которых оцениваются в 35 млн тонн нефти, ресурсы — в 111 млн тонн. Одна из перспективных задач развития актива на 2020 год — вовлечение в разработку пластов малой мощности и запасов краевых зон Восточно-Мессояхского месторождения.

За шесть лет бесперебойной эксплуатации платформы «Приразломная» в Баренцевом море было добыто более 12 млн тонн нефти ARCO и пробурено 19 скважин. В 2020 году на первом российском шельфовом проекте в Арктике будут построены и введены в эксплуатацию еще три скважины.

Инновационные методы повышения
нефтеотдачи

Значительную долю активов компании составляют зрелые месторождения с высокой степенью выработки. Пилотный проект на Западно-Салымском месторождении, которое компания разрабатывает вместе с партнерами из Shell, доказал, что применение технологии щелочь-ПАВ-полимерного заводнения может дать новую жизнь многим старым промыслам.

За счёт закачки в пласт смеси щелочи, поверх-ностно-активного вещества (ПАВ) и полимера, «вымывающей» нефть из породы, коэффициент извлечения нефти удалось довести до 69 % — это почти в два раза больше, чем в среднем по России. Дополнительная добыча от внедрения технологии только на первоочередных объектах может составить 200 млн тонн нефти.

Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин» Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин»
Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин» Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин»
Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин» Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин»
Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин» Капитоновское месторождение. Буровая установка «Сарацин»

Одно из приоритетных направлений технологического развития «Газпром нефти» — повышение эффективности бурения. На Новопортовском месторождении в 2019 году установлен рекорд «Газпром нефти» по бурению скважины. 1000 метров горизонтального ствола удалось преодолеть всего за 2,93 суток (70 часов 33 минуты). Результат достигнут благодаря применению экспериментального долота, дизайн которого был специально доработан отечественными производителями для бурения в вечномерзлых грунтах.

Специалисты Научно-Технического Центра «Газпром нефти» вместе с экспертами Сколтеха и Института физики высоких давлений им. Л.Ф. Верещагина РАН разработали и в 2019 году успешно испытали прототип резцов для бурового оборудования с применением нового сверхтвердого материала — пентаборида вольфрама. Уникальный материал на 30% прочнее и в два раза устойчивее к высоким температурам, чем применяемые сегодня в производстве резцов аналоги.

На Восточно-Мессояхском месторождении была построена уникальная для отрасли многозабойная скважина с восемью боковыми стволами, выполненная по технологии «фишбон». Протяженность по продуктивному стволу составила 5,1 км, общая проходка — 9,1 км. Конструкция многозабойных скважин такого типа увеличивает продуктивность скважин на 40% по сравнению с обычной горизонтальной скважиной и позволяет направить каждое ответвление в отдельные нефтеносные участки.

Инфографика. Новые сверхтвердые материалы
Смотреть

Газовая программа

Многие новые крупные и перспективные нефтяные месторождения «Газпром нефти» содержат помимо нефти значительные запасы газа. Коммерциализации этих запасов посвящена отдельная масштабная программа. В 2019 году компания добыла 40,9 млрд м3 газа что на 9,8% больше показателя 2018 года.

Основные факторы роста — стабильно высокий уровень утилизации попутного нефтяного газа (97-99%) на активах с развитой газовой инфраструктурой, рост добычи природного газа на месторождениях «Арктикгаза» и развитие газовой инфраструктуры Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного и Новопортовского месторождений.

40,9 млрд м3 газа добыла «Газпром нефть» в 2019 году
Газовая инфраструктура Новопортовского месторождения

Отдельный крупный проект «Газ Ямала» предполагает создание газоперерабатывающего производства на Новопортовском месторождении, куда будет поступать «голубое топливо» не только с самого Нового порта, но и с соседних лицензионных участков.

Для транспортировки сырья будет построен газопровод до компрессорной станции на Ямбургском месторождении, откуда газ Ямала будет поступать в единую газотранспортную систему страны.

В рамках проекта развития газовой инфраструктуры Мессояхской группы месторождений в 2020 году планируется ввести в эксплуатацию компрессорную станцию мощностью 1,5 млрд кубометров газа в год, 47-километровый газопровод и уникальное подземное хранилище ПНГ на Западно-Мессояхском месторождении.

Цифровые проекты в добыче

В «Газпром нефти» создан уникальный Центр управления добычей (ЦУД), работа которого основана на использовании цифровых двойников реальных месторождений. Цифровая платформа собирает данные со скважин и насосного оборудования, обрабатывает их определяет оптимальные режимы добычи на конкретных объектах.

В 2019 году «Газпром нефть» в составе российского консорциума, в который вошли МФТИ, Сколтех, Санкт-Петербургский политехнический университет и Институт гидродинамики при участии Министерства образования и науки РФ приняла участие в разработке первого отечественного цифрового продукта, способного моделировать процесс формирования трещин гидроразрыва пласта (ГРП) для увеличения добычи нефти.

По предварительным оценкам, технология позволит на 10-20% точнее воспроизводить характеристики трещин при моделировании подземных операций. Это обеспечит до 5% прироста добычи углеводородов с каждой скважины.

В Санкт-Петербурге «Газпром нефть» построила вычислительный кластер для создания цифровых двойников нефтяных месторождений. По скорости передачи данных между узлами он превосходит многие российские суперкомпьютеры. Новая распределенная система вычислений способна обрабатывать свыше 100 Гбит в секунду, что позволяет до 5 раз ускорить процесс цифрового моделирования.