Результаты деятельности

Газовый бизнес

«Роспан» и «Харампур» – крупнейшие газовые проекты, обеспечивающие наибольший прирост добычи углеводородов Компании в ближайшей перспективе.

Компания разрабатывает значительные запасы газа в Западной и Восточной Сибири и обладает уникальным портфелем лицензий на разработку углеводородных ресурсов российского континентального шельфа. Извлекаемые запасы газа на 1 января 2020 года по категории АВ1С1 + В2С2 оцениваются в 7,7 трлн куб. м.

ПАО «НК «Роснефть» осуществляет добычу газа силами более чем 35 дочерних обществ и совместных предприятий в Западной и Восточной Сибири, Центральной России, на юге европейской части России, на Дальнем Востоке, а также в Египте, Вьетнаме и Канаде.

19 %
доля газа в общем объеме добычи углеводородов Компании в 2019 году

Стратегическая цель ПАО «НК «Роснефть» в области развития газового бизнеса – долгосрочное увеличение акционерной стоимости Компании за счет роста добычи газа, обеспеченного высокоэффективным долгосрочным портфелем продаж.

67,0 млрд куб. м
общий объем добычи газа за 2019 годИзвлеченный объем газа за минусом газа, сожженного на факеле, а также газа, направленного на производство жидких углеводородов.
7,7 трлн куб.м
извлекаемые запасы газа по категории АВ1С1+B2C2

Газовый бизнес
Стратегические задачи газового бизнеса

В Стратегии «Роснефть – 2022» по газовому бизнесу определены следующие задачи

  • Реализация основных проектов по добыче газа, включая «Роспан» и «Харампур», в рамках бюджета и установленных сроков, что позволит увеличить добычу газа до показателей свыше 100 млрд куб. м в год.
  • Повышение экономической эффективности реализации газа в Российской Федерации, в том числе за счет формирования благоприятной регуляторной среды, включая равные условия по доступу к инфраструктурным мощностям и потребителям.
  • Повышение технологичности производства и расширение технологических компетенций. Это обеспечит:
    • освоение запасов туронской залежи;
    • развитие производства сжиженного углеводородного газа (СУГ) и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ);
    • повышение уровня полезного использования ПНГ, в том числе за счет развития собственной генерации и нефтегазохимии;
    • в перспективе монетизацию запасов газа Восточной Сибири и Дальнего Востока, в том числе путем развития газохимии;
    • развитие производства и экспорта сжиженного природного газа (СПГ).

В декабре 2019 года Советом директоров Компании был рассмотрен статус реализации Стратегии «Роснефть – 2022» по итогам 2019 года. В части газового бизнеса была подтверждена актуальность утвержденных стратегических задач и целевых показателей.

Решение перечисленных выше задач позволит увеличить положительный свободный денежный поток в 2020–2022 годах, занять долю в 20 % на газовом рынке Российской Федерации и обеспечить увеличение долгосрочной акционерной стоимости Компании.

Достижения в развитии газового бизнеса

Достижения в развитии газового бизнеса

  • Строительство ключевых объектов проекта «Роспан» находится в завершающей фазе:
    • выполнен монтаж основного технологического оборудования УКПГиКУКПГиК – установка комплексной подготовки газа и газового конденсата. Восточно-Уренгойского лицензионного участка;
    • завершены основные строительно-монтажные работы для обеспечения готовности к пуску установки подготовки нефти;
    • произведен пуск шести газотурбинных установок из семи, что обеспечило необходимую потребность в электроэнергии всех объектов первой очереди;
    • завершаются работы по строительству железнодорожного терминала на станции Коротчаево.
  • Строительство ключевых объектов Харампурнефтегаз находится в активной фазе:
    • продолжаются строительно-монтажные работы по установке комплексной подготовки газа, газопроводу внешнего транспорта, объектам энергетического хозяйства и прочим объектам обустройства;
    • пробурено 57 из 61 скважины по проекту;
    • продолжаются исследование и сбор геологической информации по результатам отработки первой скважины в рамках опытно-промышленной эксплуатации туронской залежи.
  • В рамках совместного с партнерами проекта освоения месторождения Зохр на шельфе Египта суточная добыча достигла проектной мощности 76 млн куб. м / сут. (100 % проекта) раньше планируемого срока. С момента запуска проекта (декабрь 2017 года) введено в эксплуатацию 13 добывающих скважин, восемь технологических линий завода по подготовке газа, четыре морских трубопровода и морская платформа управления.
  • Разработана уникальная технология освоения запасов газа для низкопроницаемых коллекторов березовской свиты. Особенностью технологии является проведение комплекса исследований естественной трещиноватости пласта на этапе бурения. По результатам данной диагностики определяется оптимальная расстановка портов ГРП, что позволяет повысить эффективность разработки таких месторождений. Подана заявка на патент.
  • Впервые в России в рамках подсчета запасов Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения запасы отложений Березовской свиты защищены в ГКЗ и утверждены Роснедра.
  • В рамках проекта «Дальневосточный СПГ» участниками консорциума «Сахалин-1» принято решение о переходе к стадии основного проектирования (FEED), начаты конкурсные процедуры по выбору подрядчика.
  • В августе «Роснефть» подписала соглашения о сотрудничестве с Национальным нефтяным институтом INP и национальной нефтегазовой компанией ENH Мозамбика. В соответствии с подписанными документами «Роснефть» получит право на изучение имеющейся геологической информации для оценки потенциала наземных и морских блоков Мозамбика.
  • ПАО «НК «Роснефть» и государственная корпорация «Ростех» в рамках XXIII Петербургского международного экономического форума заключили соглашение о сотрудничестве в области развития рынка газомоторного топлива.
    По условиям соглашения стороны планируют реализовать проект по дооснащению АЗС «Роснефти» оборудованием, которое обеспечит возможность заправки транспорта как сжиженным природным газом, так и компримированным природным газом (КПГ).
Добыча газа

Показатели добычи за текущий год 

Общий объем добычи газа Компании за 2019 год как на территории России, так и за ее пределами составил 66,95Извлеченный объем газа за минусом газа, сожженного на факеле, а также газа, направленного на производство жидких углеводородов. млрд куб. м, в том числе природного газа – 32,77 млрд куб. м, попутного нефтяного газа – 34,18 млрд куб. м. При этом 4,97 млрд куб. м из общего объема добычи газа (4,90 млрд куб. м – природного газа) приходится на добычу в рамках реализации Компанией зарубежных проектов, преимущественно в Египте и Вьетнаме, а 61,98 млрд куб. м – на добычу в России. Помимо этого, часть добываемого в России газа направляется на производство жидких углеводородов. Объем добычи газа Компании в России за 2019 год, включая газ, направленный на производство жидких углеводородов, составил 62,36 млрд куб. м.

Уровень добычи газа в 2019 году соответствует уровню 2018 года с несущественными отклонениями.

8,5 %
доля Компании в общем объеме добычи газа в России
Добыча газа по регионам
Добыча газа по регионам
Добыча газа по основным регионам деятельности в России и за рубежом, млрд куб. м
Добыча газа по основным регионам деятельности в России и за рубежом

Западная Сибирь является крупнейшим регионом добычи газа ПАО «НК «Роснефть». Добыча газа в регионе в 2019 году составила 47,01 млрд куб. м, или 70 % от всей добычи газа Компании. В том числе объем добычи природного газа составил 24,27 млрд куб. м и был в основном обеспечен на месторождениях АО «Сибнефтегаз», АО «Роспан Интернешнл», ЗАО «Пургаз» и ООО «РН-Пурнефтегаз». Добыча попутного нефтяного газа осуществлялась преимущественно на месторождениях АО «Самотлорнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ПАО «Варьеганнефтегаз» и ООО «РН-Пурнефтегаз» и составила 22,74 млрд куб. м.

Добыча газа в Восточной Сибири осуществляется на месторождениях Ванкорской группы – крупнейших в данном регионе. Объем добычи попутного нефтяного газа за 2019 год составил 5,94 млрд куб. м, природного газа – 1,57 млрд куб. м.

Основная добыча на Дальнем Востоке – попутный нефтяной газ и природный газ месторождений, расположенных на суше и на шельфе о. Сахалин. Добыча газа в 2019 году составила 2,95 млрд куб. м и в основном была обеспечена АО «РН-Шельф-Дальний Восток».

Основной объем добычи газа в Урало-Поволжье за 2019 год был обеспечен месторождениями АО «Оренбургнефть» и АО «Самаранефтегаз», а также активами ООО «Башнефть-Добыча» и составил 2,2 млрд куб. м.

На Юге России основным газодобывающим активом является ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ведущее добычу как природного, так и попутного нефтяного газа. В 2019 году добыча в регионе составила 2,07 млрд куб. м.

Добыча газа за рубежом составила 4,97 млрд куб. м и была преимущественно обеспечена проектом «Зохр» на шельфе Египта. Также добыча велась во Вьетнаме и Канаде.

Основные активы и перспективные проекты газового бизнеса

В соответствии с утвержденной Стратегией Компания сосредоточила усилия на реализации проектов с высоким уровнем отдачи на вложенный капитал. Основной задачей является запуск таких проектов в рамках бюджета и в запланированные сроки, что позволит достичь уровня добычи газа более 100 млрд куб. м к 2022 году и увеличить долю газа в общем объеме добычи углеводородов.

«Роспан»

Важным шагом в реализации обозначенных задач является запуск проекта «Роспан» – крупнейшего газового проекта в портфеле Компании. Полномасштабная разработка месторождений АО «Роспан Интернешнл» обеспечивает Компании в ближайшей перспективе основной прирост добычи не только газа, но и углеводородов в целом.

Суммарные извлекаемые запасы категории АВ1С1 + В2С2 на 1 января 2020 года:

  • 912 млрд куб. м газа;
  • 169 млн т газового конденсата и нефти.

Добыча в среднесрочной перспективе в год:

  • >21 млрд куб. м газа;
  • >5 млн т газового конденсата и нефти;
  • до 1,3 млн т – производство пропан-бутана технического.

По итогам 2019 года строительство ключевых объектов находится в завершающей фазе:

  • на первом пусковом комплексе УКПГиК Восточно-Уренгойского лицензионного участка выполнен монтаж основного технологического оборудования, завершены ключевые работы по монтажу и испытанию технологических трубопроводов;
  • завершены основные строительно-монтажные работы на установке подготовки нефти, ведется подготовка основного технологического оборудования к проведению пусконаладочных работ «под нагрузкой»;
  • на газотурбинной электростанции Восточно-Уренгойского лицензионного участка выполнен пуск шести из семи газотурбинных установок;
  • на железнодорожном терминале на станции Коротчаево выполнен основной объем работ по монтажу технологических трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры.

В «Роспан» успешно используются современные российские и зарубежные технологии, направленные на повышение эффективности разработки месторождений. В 2019 году в Обществе впервые пробурены две горизонтальные скважины с реализацией МГРП и использованием технологии HIWAY, что позволило вовлечь в разработку запасы краевых участков залежи и повысить общий темп разработки. Применение такой технологии обеспечило повышение технологической газоотдачи пласта на 2,1 %.

Планы
Завершение строительства и запуск объектов в 2020 году.


«Харампур»

Вторым важнейшим проектом для развития газового бизнеса является проект разработки Харампурского месторождения, который реализуется Компанией в партнерстве с BP Plc. Проект включает как разработку традиционных запасов газа сеноманской залежи, так и опытно-промышленную эксплуатацию с последующим переходом к полномасштабной разработке запасов туронской залежи. Компания обладает необходимыми компетенциями и опытом для эффективной реализации таких сложных проектов.

Суммарные извлекаемые запасы природного газа с учетом запасов туронской залежи по классификации АВ1С1 + В2С2 на 1 января 2020 года составляют около 1 трлн куб. м.

Добыча в год при выходе на проектную мощность составит порядка 11 млрд куб. м газа с потенциалом дальнейшего роста до 25 млрд куб. м.

В 2019 году продолжалась активная фаза строительства ключевых объектов:

  • велись строительно-монтажные работы на установке комплексной подготовки газа: устройство свайных оснований, бетонирование, монтаж металлоконструкций;
  • велись строительно-монтажные работы по газопроводу внешнего транспорта, начато бурение второго перехода через р. Вассейяха;
  • пробурено 57 из 61 скважины по проекту;
  • продолжалось исследование и сбор геологической информации по результатам отработки скважины в рамках опытно-промышленной эксплуатации туронской залежи;
  • завершены работы по инженерной подготовке и устройству подъездных автодорог к кустам газовых скважин. Продолжалось строительство газосборных сетей, обустройство кустовых площадок и объектов энергетического хозяйства.

Планы
В ближайшей перспективе:

  • завершение обустройства газового промысла сеноманской залежи;
  • завершение строительства ключевых объектов: установки комплексной подготовки газа, газопровода внешнего транспорта и прочих;
  • завершение выполнения технико-экономического обоснования полномасштабной разработки объектов туронской залежи для перехода на следующий этап – выполнения проектно-изыскательских работ.

Запуск проекта запланирован на 2021 год.

Также на базе Харампурского месторождения проводится изучение характеристик геологического строения и потенциала добычи из низкопроницаемых газовых залежей березовской свиты. В Компании разработаны методики и технологии изучения запасов и оценки ее ресурсного потенциала, благодаря чему в 2019 году впервые в России в рамках полноценного подсчета запасов защищены в ГКЗ и утверждены Роснедра запасы отложений Березовской свиты Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения.

Кроме того, в 2019 году закончена работа по разработке уникальной технологии освоения запасов газа березовской свиты. Особенностью технологии является проведение комплекса исследований естественной трещиноватости пласта на этапе бурения. По результатам данной диагностики определяется оптимальная расстановка портов ГРП, что позволит в том числе повысить эффективность разработки Харампурского месторождения. Подана заявка на патент.


«Сибнефтегаз»

Крупнейший в настоящий момент газодобывающий актив Компании.

В текущем году добыто 11,4 млрд куб. м природного газа. Накопленная добыча газа на конец 2019 года составила 125 млрд куб. м.

Суммарные извлекаемые запасы газа по классификации АВ1С1 + В2С2 на 1 января 2020 года составили 532 млрд куб. м газа, нефти и газового конденсата – 31 млн т.

В 2019 году:

  • продолжалось эксплуатационное бурение;
  • велось строительство новых значимых производственных объектов инфраструктуры:
    • установки подготовки газа и конденсата и сопутствующих инфраструктурных объектов для разработки нижних горизонтов Берегового нефтегазоконденсатного месторождения,
    • дожимной компрессорной станции на Береговом нефтегазоконденсатном месторождении.

Планы

Запуск объектов запланирован на 2020 год.

В горизонте до 2022 года за счет проектов по поддержанию добычи на действующих месторождениях и разработки нижних горизонтов Берегового месторождения, не требующих больших капиталовложений, добыча газа превысит 15 млрд куб. м.


Прочие проекты

В 2019 году продолжилась работа по развитию перспективных центров газодобычи на базе месторождений ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия).

ВЧНГ

Ведется совместная с Beijing Enterprises Group Company LimitedДоля Beijing Enterprises Group Company Limited в АО «Верхнечонскнефтегаз» составляет 20 % разработка Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения в Иркутской области. В рамках проекта планируется создание нового центра газодобычи, а также транспортной инфраструктуры. Также стратегическое партнерство с Beijing Enterprises Group Company Limited открывает новые перспективы монетизации запасов газа Востока России.

Таас-Юрях

На территории Республики Саха (Якутия) ПАО «НК «Роснефть» в партнерстве с BP Plc и консорциумом индийских компаний Oil India Limited, Indian Oil Corporation Limited и Bharat PetroResources Limited продолжает разработку Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения, на базе которого в долгосрочной перспективе планируется реализовать крупный проект по добыче газа.

Кынско-Часельский лицензионный участок

В долгосрочной перспективе на юго-востоке ЯНАО на базе инфраструктуры Кынско-Часельского лицензионного участка планируется формирование нового центра газодобычи. Также ожидается вовлечение в разработку семи приобретенных ранее лицензионных участков, а в перспективе – близлежащих участков в восточной зоне нераспределенного фонда.

При этом проект предусматривает добычу до 15,7 млрд куб. м с потенциалом роста до 19 млрд куб. м в год. В 2019 году выполнена разработка основных проектных решений по первой фазе реализации проекта, предусматривающей добычу до 8,7 млрд куб. м в год. В 2020 году планируются проведение инженерных изысканий и начало разработки проектной документации.

Основные активы и перспективные проекты газового бизнеса

1. «Роспан»
2. «Сибнефтегаз»
3. «Харампурнефтегаз»

4. «Кынско-Часельское нефтегаз»
5. Ванкорская группа
6. «РН-Пурнефтегаз»
7. «РН-Юганскнефтегаз»
8. «Самотлорнефтегаз»
9. «Варьеганнефтегаз»
10. «РН-Няганьнефтегаз»

11. «Краснодарнефтегаз»
12. «Оренбургнефть»
13. «Башнефть-Добыча»
14. «Башнефть-Полюс»
15. Минховское
16. Юрубчено-Тохомская группа
17. Агалеевский лицензионный участок
18. «Верхнечонскнефтегаз»
19. «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
20. «Братскэкогаз»

21. «РН-шельф-Дальний Восток», «РН-Сахалинморнефтегаз», «Сахалин-1»
22. Дальневосточный СПГ (в рамках проекта «Сахалин-1»)
23. Отрадненский и Нефтегорский ГПЗ Самарской области
24. Бузулукское ГПП Оренбургской области
25. Шкаповское и Туймазинское ГПП
26. «РН-ЮганскГазПереработка»

Газопереработка и повышение эффективности использования ПНГ

Реализация программы по рациональному использованию ПНГ способствует снижению техногенной нагрузки на окружающую среду, улучшению экологической обстановки в регионах добычи и рациональному использованию ПНГ.

В 2019 году уровень рационального использования ПНГ по Компании с учетом развивающихся и новых месторождений, находящихся на ранней стадии разработки, составил 77,8 % – это ниже показателя 2018 года на 6,6 п. п. Уровень использования ПНГ без учета месторождений, находящихся на ранней стадии разработки, составил 89,3 %.

При этом в Компании продолжилась полномасштабная работа, направленная на повышение эффективности использования ПНГ: в отчетном периоде завершено строительство 23 объектов по использованию ПНГ.

В целях дальнейшего развития газопереработки ведутся работы по проекту строительства Майского газоперерабатывающего комплекса в Западной Сибири. В 2019 году завершены инженерные изыскания и разработана проектно-сметная документация, получены положительные заключения Главгосэкспертизы России.

В 2019 году уровень использования ПНГ составил по КомпанииБез учета месторождений, находящихся на ранней стадии разработки.
89,3  %
СПГ-проекты

В целях монетизации газа Дальнего Востока в составе консорциума «Сахалин-1» Компания участвует в проекте «Дальневосточный СПГ». В 2019 году акционерами проекта определена маркетинговая стратегия и принято решение о начале работ стадии FEED, начаты конкурсные процедуры по выбору подрядчика, проведены работы по проектированию и планированию ранних подготовительных работ на площадке завода СПГ для начала работ в 2020 году.

Развитие международного газового бизнеса

ПАО «НК «Роснефть» рассматривает выход на зарубежные газовые рынки и становление в качестве глобального игрока мирового рынка СПГ как одну из своих приоритетных задач. Участие в международных газовых проектах обеспечит Компании экономически эффективный, существенный прирост запасов природного газа и создание сбалансированного по риск-профилю портфеля активов.

ГАЗОВЫЕ АКТИВЫ ЗА РУБЕЖОМ

Египет: 30 % участия в уникальном проекте по разработке газового месторождения Зохр, реализуемом совместно с Eni, BP Plc, Mubadala и египетской государственной нефтегазовой компанией EGAS.

Вьетнам: 35 % участия в Блоке 06.1 на стадии добычи газа и конденсата (компания-оператор). 100 % участия в проекте геологоразведочных работ на Блоке 05.3/11 и 32,67 % в газопроводе «Нам Кон Сон».

Бразилия: 100 % участия в проекте геологоразведочных работ на блоках в бассейне Солимойнс (компания-оператор).

Мозамбик: 20 % участия в трех геологоразведочных блоках (А5-В, Z5-C и Z5-D) на шельфе страны с перспективой крупных газовых открытий.

Латвия: 10 % участия в AS Latvijas Gaze – одной из крупнейших компаний, реализующих газ на рынках стран Балтии.

Развитие международного газового бизнеса