Российские и зарубежные проекты

Российские проекты

Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
203,30 (112,4 + 90,9)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
8,6
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
6,97 (5,951 + 1 264)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
9,89 (6,850 + 3 790)

2018 г. (прогноз)


20162020       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • завершено строительство шести собственных танкеров ледового класса для экспорта нефти европейским потребителям;
  • начаты в третьем квартале 2017 г. пусконаладочные работы (ПНР) первого пускового комплекса (ПК) установки комплексной подготовки газа (УКПГ) мощностью 3,6 млрд м3 в год, начата утилизация газа путем закачки в пласт;
  • введена в эксплуатацию ГТЭС, начата генерация собственной электроэнергии.

Планы на 2018 г.:
  • завершение строительства двух ледокольных судов обеспечения круглогодичной работы в акватории Обской губы;
  • завершение строительства инфраструктуры для обеспечения экспорта до 8,5 млн т нефти в год;
  • выполнение основных ПИР по проекту строительства газопровода;
  • начало пусконаладочных работ второго пускового комплекса установки комплексной подготовки газа.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
60,09 (12,18 + 47,91)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
5,9
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
1,62 (1,58 + 55)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2,26 (2,19 + 92)

2018 г. (прогноз)


20162021       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • введена в эксплуатацию блочно-кустовая насосная станция;
  • приняты основные решения по утилизации ПНГ путем закачки в пласт;
  • успешно опробованы и внедрены технологии бурения скважин типа Fishbone с обсаженными и необсаженными стволами;
  • успешно проведены ГРП в нижележащих объектах разработки с аномально высоким пластовым давлением.

Планы на 2018 г.:
  • ввод в эксплуатацию второго этапа Центрального пункта сбора;
  • начало строительства инфраструктуры для утилизации ПНГ;
  • подбор технологий для максимизации коэффициента извлечения нефти (КИН) Восточной Мессояхи;
  • выполнение программы испытаний скважин Западной Мессояхи.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
54,83 (33,67 + 21,16)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
4,9
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
2,64 (2,64 + 46)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
3,64 (3,58 + 72)

2018 г. (прогноз)


20132023       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • завершено строительство четырех скважин;
  • выполнен запланированный объем работ в рамках техперевооружения МЛСП № 1;
  • проведены комплексные учения ЛАРН в ледовых условиях «Арктика-2017».

Планы на 2018 г.:
  • подготовка и реализация проекта техперевооружения № 2;
  • строительство вертодрома;
  • начало строительства комплексной базы обеспечения;
  • реализация проектов программы «Посейдон».
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
123,60 (12,0 + 111,60)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
10,8
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
0,13 (0,127 + 4,342)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
0,25 (0,242 + 13,1)

2018 г. (прогноз)


20182032       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • получена льгота по экспортной пошлине;
  • начата сдача нефти в нефтепровод «Куюмба-Тайшет»;
  • завершены ПИР и начато строительство первого этапа инфраструктурных объектов.

Планы на 2018 г.:
  • начало полномасштабной разработки месторождения.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
78,00 (10,30 + 67,70)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
5,5
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
0,007

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
0,004

2018 г. (прогноз)


20242031       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • завершено бурение скважины с двумя пилотными стволами, завершена программа КРС на четырех скважинах, на трех скважинах выполнены ГРП.

Планы на 2018 г.:
  • выполнение первого на проекте многостадийного ГРП;
  • разработка проектной документации на строительство автодороги для круглогодичной реализации проекта;
  • разработка основных технических решений по объектам обустройства Игнялинского месторождения на период проведения ОПР;
  • реализация первого этапа сейсмогеологической модели Игнялинского ЛУ, начало работ по сейсмогеологической модели Тымпучиканского и Вакунайского ЛУ;
  • привлечение партнера на проект.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)

Оценка запасов по PRMS не проводилась

Проектная мощность (млн т нефти в год)
1,35
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
0,79 (0,671 + 146)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
0,80 (0,697 + 133)

2018 г. (прогноз)


20192023       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • утверждена предварительная базовая интегрированная концепция разработки проекта, успешно пройдена процедура функциональной экспертизы концепта;
  • пробурена разведочная скважина, подтвердившая высокий потенциал по проекту;
  • выполнен рефрейминг проекта, пройдена внешняя независимая экспертиза;
  • выполнено технико-экономическое обоснование закачки ПНГ в пласт.

Планы на 2018 г.:
  • завершить программу сейсморазведочных работ;
  • произвести бурение поисково-оценочной скважины;
  • выбрать генерального проектировщика на проект;
  • разработать стратегию снабжения и логистики, интегрированную на 2019–2020 гг.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)

Оценка запасов по PRMS не проводилась

Проектная мощность (млн т нефти в год)
1,3
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
0,00 (0,00 + 0,00)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
0,005 (0,005 + 0,00)

2018 г. (прогноз)


20212023       ЗапускВыход
в 2017 году
  • лицензия на лицензионный участок переоформлена с ООО «Газпром добыча Уренгой» на ПАО «Газпром нефть»;
  • проведены сейсморазведочные работы повышенной кратности на площади 310 км2, выполнена интерпретация с последующим выбором целей для бурения;
  • завершены работы по расконсервации, ГРП и отработке разведочной скважины. Получены притоки до 200 м3/сут.

Планы на 2018 г.:
  • актуализация геолого-гидродинамической модели по результатам отработки разведочных скважин;
  • бурение двух скважин с горизонтальными стволами;
  • выполнение проектно-изыскательских работ для строительства круглогодичной автодороги, нефтепровода, газопровода и УКПГ на месторождении.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
517,90 (329,10 + 188,80)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
14,84
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
13,51 (3,671 + 12 247)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
14,07 (3,758 + 12 840)

2018 г. (прогноз)


20122017       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • начато строительство объектов нефтяной инфраструктуры Яро-Яхинского месторождения;
  • запущена в промышленную эксплуатацию дожимная компрессорная станция Самбургская на Самбургском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ);
  • получен промышленный приток газоконденсатной смеси с пласта Ач5-1 Самбургского ЛУ.

Планы на 2018 г.:
  • обеспечение технологической готовности объектов нефтяной инфраструктуры, начало коммерческой сдачи нефти Яро-Яхинского месторождения;
  • начало строительно-монтажных работ (СМР) по расширению УДК и входных сооружений УКПГ под Ач5-1 УКПГ Самбургская;
  • начало СМР по дожимной компрессорной станции (ДКС) Яро-Яхинская, Уренгойская.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
96,70 (77,60 + 19,10)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
4,95
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
3,83 (0,380 + 4 292)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
3,23 (0,257 + 3 701)

2018 г. (прогноз)


20012015       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • запущена в промышленную эксплуатацию дожимная компрессорная станция Восточного купола.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)

Результаты оценки будут к 31.12.2018

Проектная мощность (млн т нефти в год)

Нет данных

Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2018 г. (прогноз)


20272030       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • завершено строительство поисково-оценочной скважины № 1-А;
  • выполнены инженерно-геологические изыскания (ИГИ) для строительства скважины № 2-А.

Планы на 2018 г.:
  • выполнен оперативный подсчет запасов месторождения «Нептун» и его утверждение в ФБУ «ГКЗ»;
  • камеральная обработка данных ИГИ для строительства скважины № 2-А.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)

Нет данных

Проектная мощность (млн т нефти в год)

Нет данных

Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2018 г. (прогноз)


20282030       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • выполнены ИГИ для строительства скважины № 1-Б;
  • начата подготовка к строительству скважины №1-Б в 2018 г.

Планы на 2018 г.:
  • строительство поисково-оценочной скважины № 1 на Баутинской площади.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)

Оценка не проводилась

Проектная мощность (млн т нефти в год)

Нет данных

Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2018 г. (прогноз)


20272034       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • выполнены сейсморазведочные работы (СРР) 2D 265 пог. км;
  • выполнены сейсморазведочные работы 3D 1 070 км2

Планы на 2018 г.:
  • завершение обработки и интерпретации данных CPP 3D.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
8,80
Проектная мощность (млн т нефти в год)

Нет данных

Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2018 г. (прогноз)


20242026       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • выполнена подготовка документации для контрактования подрядчика на проведение СРР 3D в 2018 г.

Планы на 2018 г.:
  • завершение СРР 3D 425 км2
  • начало разработки концепции освоения.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
230,00
Проектная мощность (млн т нефти в год)

Нет данных

Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2018 г. (прогноз)


20312035       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • проведена работа подрядчика по технико-экономической оценке освоения потенциальных месторождений на Северо-Западном лицензионном участке;
  • выполнены СPP 3D.

Планы на 2018 г.:
  • завершение CPP 3D;
  • завершение обработки и интерпретации данных CPP 3D.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
1 580,00
Проектная мощность (млн т нефти в год)

Нет данных

Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2018 г. (прогноз)


Нет данных        ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • выполнена концепция освоения потенциальных месторождений в пределах СВЛУ;
  • выполнен расчет прогнозных показателей разработки и характеристик потенциальных месторождений;
  • выполнена подготовка документации для контрактования подрядчика на проведение СРР 2D в 2018 г.

Планы на 2018 г.:
  • выполнение первой очереди СРР 2D.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
2 200,00
Проектная мощность (млн т нефти в год)

Нет данных

Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
Нефть (млн т) + газ (млн м3)
2018 г. (прогноз)


Нет данных        ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • подготовлены сейсмогеологическая и фациальная модель северо-восточной части Баренцева моря;
  • подготовлена бассейновая модель северо-восточной части Баренцева моря.

Планы на 2018 г.:
  • выполнение оценки новых технологий;
  • разработка проекта поисково-оценочных работ на участке.
«Мы создаем прочную основу для будущего, вкладывая ресурсы в месторождения на шельфе. Наш уникальный опыт успешно используется на новых участках, а применение лучших практик бурения обеспечивает эффективную и безопасную работу».
Андрей Патрушев Заместитель Генерального директора по развитию шельфовых проектов ПАО «Газпром нефть»
Проект «Ямбург»

В 2017 г. ПАО «Газпром» принято решение об участии Компании в освоении запасов нефти ачимовских залежей.

Подписаны краткосрочные договоры на выполнение производственной программы 2018 г. между дочерними обществами ПАО «Газпром» и ПАО «Газпром нефть». В планах на 2018 г. реализация производственной программы по переиспытаниям разведочных скважин с целью снятия первоочередных неопределенностей, а также согласование и заключение долгосрочного рискового операторского договора между дочерними обществами ПАО «Газпром» и ПАО «Газпром нефть» на разработку ачимовских залежей Ямбургского НГКМ.

Зарубежные проекты

Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
21,27 (9,36 + 11,91)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
1,71
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
1,186 (1,136 + 62,55)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
1,58 (1,335 + 304,88)

2018 г. (прогноз)


20142018       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • введен в эксплуатацию газовый завод и экспортный газопровод, начаты поставки газа на электростанцию Аз Зубайдия;
  • введено в эксплуатацию семь добывающих скважин.

Планы на 2018 г.:
  • завершение строительства и ввод в эксплуатацию второй технологической линии по подготовке газа;
  • завершение строительства эксплуатационных скважин.
Запасы углеводородов PRMS С учетом доли участия Компании в проекте. (доказанные + вероятные) (млн т н. э.)
0,70 (0,0 + 0,70)
Проектная мощность (млн т нефти в год)
1,4
Добыча в 2017 г. углеводородов (млн т н. э.)
0,167 (0,167 + 0,00)

Нефть (млн т) + газ (млн м3)
0,42 (0,42 + 0,00)

2018 г. (прогноз)


20152020       ЗапускВыход
В 2017 г.:
  • начаты работы по исследованию скважины на блоке Shakal;
  • успешно проведены СКО на действующем фонде Sarqala, подключены сепараторы высокого и низкого давления на площадке скв. S-1. Начаты работы по расширению установки подготовки нефти (УПН).

Планы на 2018 г.:
  • завершение расширения УПН на блоке Sarqala, завершение бурения скважины S-2;
  • завершение КРС скважины блока Shakal, согласование плана разработки месторождения в МПР КАР;
  • бурение следующих скважин на блоках Sarqala и Shakal.