Результаты деятельности

Газовый бизнес

«Роспан» и «Харампур» – крупнейшие газовые активы, которые обеспечат наибольший прирост добычи углеводородов Компании в ближайшей перспективе.

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.

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 2021 года по категории АВ1С1 + В2С2 оценивались в 8,7 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, Дальнем Востоке, а также в Египте и Вьетнаме.

62,83 млрд куб. м общий объем добычи газа за 2020 годИзвлеченный объем газа за минусом газа, сожженного на факеле, а также газа, направленного на производство жидких углеводородов.
8,7 трлн куб. м извлекаемые запасы газа
20 % доля газа в общем объеме добычи углеводородов Компании в 2020 году
Газовый бизнес
Достижения в развитии газового бизнеса
  • Несмотря на общую отрицательную динамику добычи газа в Российской Федерации в 2020 году, Компании удалось ограничить темпы падения добычи газа.
  • В 2020 году завершено строительство объектов первого пускового комплекса проекта Роспан для обеспечения их запуска в 1-м квартале 2021 года. Более подробная информация представлена на с. 91–92.
  • Строительство ключевых объектов «Харампурнефтегаза» находится в активной фазе. В 2020 году:
    • по проекту разработки сеноманских и опытно-промышленной эксплуатации туронских газовых залежей Харампурского месторождения работы проводились в соответствии с графиком;
    • строительная готовность установки комплексной подготовки газа, ключевого объекта проекта, в части строительно-монтажных работ составила более 40 %;
    • достигнут значительный прогресс в части строительно-монтажных работ по газопроводу внешнего транспорта, выполнены работы по строительству перехода газопровода через автомобильную и железную дороги и переходов через реки Вассейяха, Шоняуяха, Айваседапур, а также осуществлена врезка в магистральную газотранспортную сеть ПАО «Газпром»;
    • по результатам разработки технико-экономического обоснования начаты проектно-изыскательские работы по проекту полномасштабной разработки и обустройства туронской залежи.
  • В целях развития газодобычи в ЯНАО в декабре 2020 года на аукционе приобретен Западно-Минховский участок недр федерального значения на Гыданском полуострове, включающий акваторию Тазовской губы Карского моря.
  • В 2020 году в рамках проекта «Дальневосточный СПГ» проведены конкурсные процедуры по выбору подрядчика и заключен договор на проектирование стадии FEED, готовится площадка под строительство завода, для чего выполнены работы по ликвидации сухопутных объектов рейдового налива нефти.
  • В АО «Сибнефтегаз» построена первая многоствольная газовая ГС на Береговом нефтегазоконденсатном месторождении. Общая длина двух обсаженных горизонтальных стволов составила 1,1 км. Применение многоствольных скважин в сложных геологических условиях позволяет не только получить значительно больший дебит по сравнению с одноствольными ГС, но и снизить геологические риски.
  • В АО «Роспан Интернешнл» пробурена ГС с совместным вскрытием двух нижних пластов ачимовской толщи (длина – более 5,8 тыс. м, протяженность горизонтального участка – 1 241 м). Проведено шесть стадий ГРП с закачкой 1,2 тыс. тонн проппанта. Получены показатели продуктивности, более чем в два раза превышающие ранее достигнутые пределы.
Добыча газа

Показатели добычи за текущий год

Общий объем добычи газа Компании за 2020 год как на территории России, так и за ее пределами составил 62,83Извлеченный объем газа за минусом газа, сожженного на факеле, а также газа, направленного на производство жидких углеводородов. млрд куб. м, в том числе природного газа — 30,262 млрд куб. м, ПНГ – 32,563 млрд куб. м. При этом 4,5 млрд куб. м из общего объема добычи газа (4,49 млрд куб. м – природного газа) приходится на добычу в рамках реализации Компанией зарубежных проектов, преимущественно в Египте и Вьетнаме, а 58,32 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 2020 год, включая газ, направленный на производство жидких углеводородов, составил 58,68 млрд куб. м.

8,4 %
доля Компании в общем объеме добычи газа в России

Объем добычи газа сократился по сравнению с 2019 годом на 4,13 млрд куб. м, или на 6,2 %. Основными причинами являются уменьшение добычи ПНГ вследствие ограничения добычи нефти в соответствии с новым Соглашением ОПЕК+, снижения спроса на газ на фоне пандемии COVID-19 и теплых погодных условий.

Добыча газа по регионам

Западная Сибирь является крупнейшим регионом добычи газа ПАО «НК «Роснефть». В 2020 году добыча составила 43,73 млрд куб. м, или 70 % от всей добычи газа Компании. В том числе объем добычи природного газа составил 21,86 млрд куб. м и был в основном обеспечен месторождениями АО «Сибнефтегаз», АО «Роспан Интернешнл», ООО «РН-Пурнефтегаз» и ЗАО «Пургаз». Добыча попутного нефтяного газа осуществлялась преимущественно на месторождениях АО «Самотлорнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО «РН-Пурнефтегаз» и составила 21,87 млрд куб. м.

Добыча газа в Восточной Сибири осуществляется на месторождениях Ванкорской группы – крупнейших в данном регионе. Добыча газа в регионе в 2020 году составила 7,29 млрд куб. м, в том числе ПНГ – 5,32 млрд куб. м, природного газа – 1,97 млрд куб. м.

Основная добыча региона Дальний Восток – ПНГ и природный газ месторождений, расположенных на суше и на шельфе острова Сахалин. Добыча газа в 2020 году составила 3,22 млрд куб. м и в основном была обеспечена АО «РН-Шельф-Дальний Восток» в рамках проекта по разработке северной оконечности месторождения Чайво.

Основной объем добычи газа в Урало-Поволжье за 2020 год был обеспечен месторождениями АО «Оренбургнефть» и АО «Самаранефтегаз», а также активами ООО «Башнефть-Добыча» и составил 2,06 млрд куб. м.

На Юге России основным газодобывающим активом является ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ведущее добычу как природного газа, так и ПНГ. В 2020 году добыча в регионе составила 1,82 млрд куб. м.

Добыча газа за рубежом составила 4,5 млрд куб. м и была преимущественно обеспечена проектом «Зохр» на шельфе Египта. Также добыча велась во Вьетнаме.

Добыча газа по основным регионам деятельности в России и за рубежом, млрд куб. м
Основные активы и перспективные проекты газового бизнеса
Карта основных активов и перспективных проектов 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.«Минховский кластер»
16.Юрубчено-Тохомская группа
17.Агалеевский лицензионный участок
18.«Верхнечонскнефтегаз»
19.«Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
20.«РН-шельф-Дальний Восток», «Сахалин-1»
21.«Братскэкогаз»
22.Отрадненский и Нефтегорский ГПЗ Самарской области
23.Бузулукское ГПП Оренбургской области
24.Шкаповское и Туймазинское ГПП
25.«РН-ЮганскГазПереработка»

«Роспан»

«Роспан»

Крупнейший газовый актив компании. Проект обеспечит наибольший прирост добычи углеводородов компании в ближайшей перспективе.

>21 млрд куб. м
объем добычи газа в год
>5 млн т
объем добычи газового конденсата и нефти в год
до 1,3 млн т
производство пропан-бутана технического в год
Суммарные извлекаемые запасы по классификации АВ1С1 + В2С2

~0,9 трлн куб. м
природного газа

~0,2 млрд т
нефти и конденсата

Результаты 2020 года и статус по 2021 году:

  • завершен комплекс основных строительно-монтажных работ, дан старт индивидуальным испытаниям и комплексному опробованию технологического оборудования для обеспечения запуска ключевых объектов первой очереди Установки комплексной подготовки газа и газового конденсата Восточно-Уренгойского ЛУ (УКПГиК), а также железнодорожного терминала перевалки пропан-бутана технического;
  • подготовлены к запуску все вспомогательные инфраструктурные и линейные объекты, включая кустовые площадки, необходимые для обеспечения загрузки объектов первой очереди УКПГиК;
  • осуществлен запуск всех семи агрегатов газотурбинной электростанции Восточно-Уренгойского ЛУ, энергоснабжение объектов первой очереди осуществляется по постоянной схеме.

В феврале 2021 года:

  • осуществлена подача сухого газа с Восточно-Уренгойской УКПГиК в Газопровод внешнего транспорта для последующей сдачи в газотранспортную систему ПАО «Газпром»;
  • начата подача стабильного газового конденсата с ВУ УКПГиК до ВУ УПН для последующей транспортировки на ПСП «Заполярное».

Дальнейшие планы:

  • постепенный выход на проектную мощность основных объектов производства;
  • продолжение строительства объектов второго пускового комплекса;
  • ввод в эксплуатацию площадки налива стабильного газового конденсата УКПГиК Восточно-Уренгойского лицензионного участка.

ИСТОРИЧЕСКАЯ СПРАВКА

«Роспан» ведет свою историю с 1994 года. Поворотным этапом стал 2013 год, когда предприятие вошло в периметр ПАО «НК «Роснефть». С этого момента началось масштабное развитие проекта. Предприятие владеет правами на разведку и разработку Уренгойского и Восточно-Уренгойского и Северо-Есетинского месторождений в пределах Ново-Уренгойского, Восточно-Уренгойского и Ресурсного лицензионных участков. Основным объектом разработки являются Ачимовские залежи, сложность разработки которых заключается в их низкой естественной проницаемости и аномально высоком пластовом давлении. Реализация проекта при успешном проведении долгосрочных программ доизучения и геологоразведочных работ, подготовленных предприятием совместно с корпоративным институтом, позволит вовлечь в процесс разработки до 97 % запасов актива, вместо планировавшихся ранее 83 %

ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ АЧИМОВСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

  • Ачимовский продуктивный комплекс залегает на глубинах до 4 км и характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), достигающим 600 атм и более, что предопределяет высокое содержание конденсата и способствует успешному коммерческому использованию технологий по дополнительному выделению пропан-бутановой фракции. Наличие АВПД позволяет продлить безкомпрессорный период добычи и обеспечивает более поздний ввод дожимных компрессорных станций. При освоении актива широкое распространение получило проведение гидроразрыва пласта (ГРП), в том числе по передовой технологии HIWAY, включая работы на ГС с реализацией МГРП. Применение технологий обеспечивает наиболее полное вовлечение в разработку низкопроницаемого гидродинамически разобщенного коллектора и увеличение продуктивности скважин. По результатам 2020 года обеспечен значительный (до 30 %) прирост ресурсной базы по международной классификации PRMS, подтвержденный отчетом аудиторской компании DeGolyer & MacNaughton. Впервые оценена перспективность юрских отложений. Оценка проведена с использованием методики многовариантного анализа неопределенностей и рисков на основе вероятностного подхода. Ресурсный потенциал юрских пластов может составить до 84 млн т н. э. Продолжается реализация и дальнейшее развитие мониторинга работы скважин с применением многофазных стационарных расходомеров.

Основные объекты

  • Установка комплексной подготовки газа Ново-Уренгойского лицензионного участка.
  • Установка комплексной подготовки газа и газового конденсата Восточно-Уренгойского лицензионного участка из четырех технологических линий.
  • Установка подготовки нефти с товарным парком хранения и перевалки конденсата и нефти.
  • Наливной железнодорожный терминал пропан-бутана технического на станции Коротчаево.
  • Магистральные и внутрипромысловые трубопроводы;
  • Компрессорные станции и объекты энергообеспечения.
«Харампурнефтегаз»

«Харампурнефтегаз»

Вторым важнейшим проектом для развития газового бизнеса является проект обустройства и разработки газовых залежей Харампурского месторождения (проект «Харампур-газ»), который реализуется Компанией в партнерстве с BP. При этом планируется как разработка традиционных запасов газа сеноманской залежи, так и опытно-промышленная эксплуатация с последующим переходом к полномасштабной разработке запасов туронской залежи. Компания обладает необходимыми компетенциями и опытом для эффективной реализации таких сложных проектов.

В 2020 году продолжалось активное строительство ключевых объектов газового промысла сеноманской залежи:

  • работы велись в соответствии с графиком проекта;
  • на ключевом объекте – установке комплексной подготовки газа – достигнута строительная готовность в части строительно-монтажных работ более 40 %: выполнены работы по бетонированию оснований, изготовлению и монтажу ростверков, металлоконструкций эстакад, зданий и сооружений; произведен монтаж оборудования, технологических трубопроводов и прочего;
  • достигнут значительный прогресс в части строительно-монтажных работ по газопроводу внешнего транспорта, выполнены работы по строительству перехода газопровода методом горизонтально-шнекового бурения через автомобильную и железную дороги; завершено строительство переходов через реки Вассейяха, Шоняуяха и Айваседапур методом наклонно направленного бурения; осуществлена врезка в магистральную газотранспортную сеть ПАО «Газпром»;
  • продолжалось строительство газосборных сетей, обустройство кустовых площадок и объектов энергетического хозяйства.
>11 млрд куб. м добыча газа при выходе на проектную мощность
до 25 млрд куб. м потенциал роста добычи газа при вовлечении в промышленную эксплуатацию низкопроницаемых газовых залежей турона

Также в 2020 году по проекту полномасштабной разработки и обустройства туронской залежи:

  • в рамках этапа опытно-промышленной разработки для подтверждения запасов, изучения керна, уточнения геологической модели завершены строительно-монтажные работы на двух кустах газовых скважин, запущены системы контроля внутрискважинного давления и температуры, выполнены испытания линейного участка газосборных трубопроводов;
  • по результатам проведенной в 2019 году проработки технико-экономического обоснования и с учетом результатов опытно-промышленной разработки начаты проектно-изыскательские работы по проекту.

Суммарные извлекаемые запасы с учетом запасов туронской залежи по классификации АВ1С1 + В2С2 на 1 января 2021 года: ≈1 трлн куб. м газа; 100 млн т нефти.

Кроме того, на базе Харампурского месторождения проводится изучение характеристик геологического строения и потенциала добычи из низкопроницаемых газовых залежей березовской свиты. В 2020 году Компанией совместно с другими крупными недропользователями и Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ») разработаны «Методические рекомендации по изучению отложений и подсчету запасов свободного газа в залежах коньяк-кампанского возраста (березовская свита и ее аналоги)». В 2021 году планируется утверждение документа на заседании экспертно-технического совета ФБУ «ГКЗ».

Планы

В ближайшей перспективе будут завершены:

  • обустройство газового промысла сеноманской залежи;
  • строительство ключевых объектов: установки комплексной подготовки газа, газопровода внешнего транспорта и объектов обустройства;
  • проектно-изыскательские работы по полномасштабной разработке и обустройству туронской залежи с последующим проведением экспертиз разработанной документации проекта.

Запуск газового промысла сеноманской залежи запланирован на 2022 год.


«Харампурнефтегаз»

«Сибнефтегаз»

Крупнейший в настоящий момент газодобывающий актив Компании.

В 2020 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.

На Береговом нефтегазоконденсатном месторождении построена первая многоствольная газовая ГС. Общая длина двух обсаженных горизонтальных стволов составляет 1,1 км. Применение многоствольных скважин в сложных геологических условиях позволяет не только получить значительно больший дебит по сравнению с одноствольными ГС, но и снизить геологические риски.

Планы

В 2021 году запланированы:

  • запуск установки подготовки газа и конденсата и сопутствующих инфраструктурных объектов;
  • запуск дожимной компрессорной станции на Береговом нефтегазоконденсатном месторождении;
  • продолжение работ по строительству прочих объектов подготовки и транспорта газа и газового конденсата.

Кроме того, будут продолжены бурение многоствольных скважин и наработка опыта для принятия решения о тиражировании технологии.

На горизонте до 2022 года за счет проектов по поддержанию добычи на действующих месторождениях и разработки нижних горизонтов Берегового месторождения, не требующих больших капиталовложений, годовая добыча газа достигнет 13 млрд куб. м.

В 2020 году добыто 9,8 млрд куб. м природного газа
Накопленная добыча газа на конец 2020 года составила 135 млрд куб. м
Суммарные извлекаемые запасы природного газа по классификации АВ1С1 + В2С2 на 1 января 2021 года составили 522 млрд куб. м
нефти и газового конденсата – 31 млн т

Прочие проекты

В 2020 году продолжалась работа по развитию перспективных центров газодобычи на базе месторождений ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия).

«Верхнечонскнефтегаз»

Ведется совместная с Beijing Enterprises Group Company LimitedДоля Beijing Enterprises Group Company Limited в ПАО «Верхнечонскнефтегаз» составляет 20 %. разработка Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения в Иркутской области.

Стратегическое партнерство с Beijing Enterprises Group Company Limited открывает новые перспективы монетизации запасов газа Востока России.

«Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

На территории Республики Саха (Якутия) ПАО «НК «Роснефть» в партнерстве с BP 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-Часельское нефтегаз»

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. Проект предусматривает добычу до 15,7 млрд куб. м с потенциалом роста до 19 млрд куб. м в год.

В 2020 году выполнен основной объем полевых работ по инженерным изысканиям, начата разработка проектной документации по первой фазе реализации проекта, предусматривающей добычу до 8,7 млрд куб. м в год.

В 2021 году планируется приемка отчетных материалов по изысканиям и завершение разработки проектной документации.

Также в рамках развития газодобычи в ЯНАО в декабре 2020 года на аукционе приобретен Западно-Минховский участок недр федерального значения на Гыданском полуострове, включающий акваторию Тазовской губы Карского моря.

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, рациональному использованию ПНГ.

Одной из ключевых целей Компании является нулевое рутинное сжигание попутного газа.

В 2020 году уровень рационального использования ПНГ по Компании с учетом развивающихся и новых месторождений, находящихся на ранней стадии разработки, составил 74,8 % — это ниже показателя 2019 года на 3 п. п. Уровень использования ПНГ без учета месторождений, находящихся на ранней стадии разработки, составил 94,3 %.

При этом в Компании продолжилась полномасштабная работа, направленная на повышение эффективности использования ПНГ: в отчетном периоде завершено строительство 21 объекта по использованию ПНГ.

В целях дальнейшего развития газопереработки ведутся работы по проекту строительства Майского газоперерабатывающего комплекса. Разработана проектная документация, получены заключения государственных экспертиз. Принято решение о проведении и закупке на предоставление услуг по строительству комплекса.

СПГ-проектыСПГ – сжиженный природный газ.
Компания располагает большими ресурсами газа на севере Красноярского края и ЯНАО (включая ресурсы газа проекта «Восток Ойл»), реализуется обширная программа геологоразведки. В перспективе это позволит создать в регионе крупнотоннажное производство СПГ. Экспорт СПГ на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона и Европы планируется по Северному морскому пути.

В целях монетизации запасов газа на шельфе Сахалина в составе консорциума «Сахалин-1» Компания участвует в проекте «Дальневосточный СПГ», в рамках которого планируется строительство завода по производству СПГ мощностью 6,2 млн т в год в районе п. Де-Кастри Хабаровского края. В 2020 году проведены конкурсные процедуры по выбору подрядчика стадии FEED, заключен договор на проектирование стадии FEED, выполнена подготовка к проведению кампании по маркетингу СПГ, готовится площадка под строительство завода, для чего выполнены работы по ликвидации сухопутных объектов рейдового налива нефти.

В 2021 году планируется завершить разработку FEED, начать мероприятия по подготовке конкурса по выбору ЕРС-подрядчика, приступить к кампании по маркетингу СПГ.

Экспорт СПГ
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 прирост запасов природного газа и формирование 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, Mubadala и египетской государственной нефтегазовой компанией EGAS.

Вьетнам: 35 % участия в проекте по добыче газа и конденсата на Блоке 06.1 (компания-оператор), 100 % участия в проекте геологоразведочных работ на Блоке 05.3/11 и 32,7 % – 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: 10,56 % участия в AS Latvijas Gaze – одной из крупнейших компаний, реализующих газ на рынках стран Балтии, и компании AS Gaso – операторе газораспределительных сетей Латвии.