38 / Важнейшие проекты Центра управления эффективностью

16 / Газовый вопрос

Утилизация попутного нефтяного газа: новые проекты

58 / «Газпром нефть» выводит на рынок бензин G-Drive 100

СИ

БИ

РС

КА

Я Н

ЕФТЬ

№8

/147 ДЕ

КА

БР

Ь 2

017

Июнь 2018

№5/152

СИ

БИ

РС

КА

Я Н

ЕФТЬ

№5/15

2 ИЮ

НЬ

2018

Денис Мацуев, пианист

#bolshojfestival

14–17 ИЮЛЯ 2018

Мокра ГораСербия

ЭМИР КУСТУРИЦАИ «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ПРЕДСТАВЛЯЮТ

ФЕСТИВАЛЬ РУССКОЙ МУЗЫКИ В СЕРБИИ

0+

Реклам

а

bolshoj.gazprom-neft.ru

4

38

32

12

НОВОСТИ

4 ПМЭФ-2018: ЦИФРОВОЙ АКЦЕНТ

10 УСТОЙЧИВОЕ РАЗВИТИЕ

NIS представила отчет за 2017 год

КОРПОРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ

12 РЕКОРДНЫЙ ГОД

В Санкт-Петербурге прошло годовое собрание акционеров

«Газпром нефти»

ТЕМА НОМЕРА/ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

16 ПОПУТНАЯ ПРИБЫЛЬ

Использование попутного нефтяного газа: мировой опыт

24 ГАЗ ЯМАЛА

«Газпром нефть» создаст инфраструктуру для транспортировки газа

с ямальских месторождений

30 ПОД НАПОРОМ

Технология обратной закачки газа в нефтяной пласт

32 ЦЕННЫЙ РЕСУРС

Газовые проекты «Газпром нефти»

ПЕРЕРАБОТКА

38 КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

Итоги года работы Центра управления эффективностью: миллиар-

ды рублей экономии и большие перспективы

1

ЭЛЕКТРОННУЮ ВЕРСИЮ ЖУРНАЛА ЧИТАЙТЕ НА САЙТЕ WWW.GAZPROM-NEFT.RU

«Сибирская нефть» №5/152 (июнь 2018)

Учредитель ПАО «Газпром нефть»190000, С.-Петербург, ул. Галерная, д. 5, лит. А+7 (812) 363–31–52www.gazprom-neft.ru

Координатор проектаБлок корпоративных коммуникаций ПАО «Газпром нефть»

Главный редакторСофия ЗоринаРедактор Александр АлексеевРедакционная коллегияДмитрий Лобач, Олег Бракоренко, Александр Макаренко, Евгений Тимошинов, Наталья Ростовцева

Адрес редакции 190000, С.-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3–5+ 7 (812) 363–31–52

Журнал создан при участииCustom Publishing ООО «Москоутаймс» 127018, Москва, ул. Полковая, д. 3, стр. 1+ 7 (495) 232–32–00gopublishing.ru

Наталья Стулова, Татьяна Князева, Павел Марьин, Дарья Гоголева, Виталий Шебанов

Отпечатано в типографииООО «Доминико». Тираж 10 000 экз.Москва, ул. Плеханова, д. 7, корп. 25

Мнение редакции не всегда совпадает с мнением авторов. Присланные материалы не рецензируются и не возвращаются

Все права на оригинальные материалы, опубликованные в номере, принадлежат журналу «Сибирская нефть». Перепечатка без разрешения редакции запрещена

При использовании материалов ссылка на журнал «Сибирская нефть» обязательна

Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов

Журнал распространяется в Москве, Санкт- Петербурге, Ноябрьске, Стрежевом, Муравленко, Омске, Ханты-Мансийске, Томске, Тюмени, Екатеринбурге, Красноярске, Новом Уренгое, Кемерове, Ульяновске, Северодвинске, Мурманске, Брянске, Рязани, Новосибирске, Ярославле, Салехарде, Иркутске, Нижнем Новгороде, Челябинске, Оренбурге, Мегионе, Краснодаре, Белграде, Таллине, Минске, Дубае, Бишкеке, Вене

Журнал распространяется бесплатно

Журнал зарегистрирован в Министерстве РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций

Свидетельство о регистрации

ПИ №ФС77–56460 от 24.12.2013

44 «МЫ СОЗДАЕМ ЭФФЕКТИВНУЮ СИСТЕМУ ПЛАНИРОВАНИЯ»

Интервью с начальником департамента интегрированного плани-

рования и контроллинга Центра управления эффективностью

Владимиром Рефловым

ТЕНДЕНЦИИ

46 ЦЕНОВАЯ ПОЛИТИКА

От чего зависят цены на нефть?

ЦИФРОВИЗАЦИЯ

52 ДВИГАТЕЛЬ ИННОВАЦИЙ

НИОКР-проекты «Газпром нефти» в сфере IT

РЫНКИ

58 «ЮБИЛЕЙНЫЙ» ОКТАН

«Газпром нефть» выводит на рынок бензин с октановым числом 100

РОДНЫЕ ГОРОДА

64 В ПАМЯТЬ О ПРЕДКАХ

Благотворительная акция на мемориальном комплексе

«Русский некрополь» в Белграде

ИСТОРИЯ

66 НЕФТЬ ИЗ МОРСКИХ ГЛУБИН

История российской морской нефтедобычи

НЕФТЯНАЯ БИБЛИОТЕКА

72 ОТРАСЛЕВЫЕ ЛИТЕРАТУРНЫЕ НОВИНКИ

64

2

УВАЖАЕМЫЕ КОЛЛЕГИ!

Александр Дюков,

Председатель правления ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»

Устойчивое развитие нефтяной отрасли сегодня

уже невозможно без максимально эффектив-

ного и рационального использования углеводо-

родных ресурсов. Попутный нефтяной газ (ПНГ),

добывае мый вместе с нефтью, — один из таких

ресурсов. Долгое время в СССР его не замечали,

считая едва ли не помехой в процессе добычи

нефти. Кардинально ситуация изменилась толь-

ко в 2000-е годы, после того как Россия присоеди-

нилась к Киотскому протоколу и начала выпол-

нять свою часть соглашения по сокращению вы-

бросов парниковых газов. Государство поставило

перед нефтяниками сложную задачу резко сокра-

тить объемы сжигания ПНГ, подтолкнув отрасль

к поиску эффективных способов его утилизации.

«Газпром нефть» уже более десяти лет зани-

мается реализацией проектов, направленных

на повышение уровня полезного использования

попутного нефтяного газа. Благодаря строитель-

ству ряда инфраструктурных объектов на место-

рождениях «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаза»

и «Газпромнефть-Хантоса» этот показатель уже

составляет 96%. Планируется, что к 2020 году

на всех наших базовых активах уровень рацио-

наль ного использования нефтяного газа

достигнет 95%.

Несмотря на все сложности, мы ставим самые

амбициозные цели по утилизации ПНГ и для на-

ших новых арктических месторождений, уда-

ленных от газотранспортной инфраструктуры

и крупных потребителей газа. Мы используем

все возможности для эффективного использо-

вания попутного нефтяного газа в  Заполярье —

от электрогенерации до методов увеличения не-

фтеотдачи пласта. Одним из важнейших проек-

тов станет строительство на Ямале уникального

инфраструктурного комплекса с газопроводом

протяженностью 115,5 км от Новопортовского

месторождения до магистрального газопровода

Ямбург — Тула. Наличие такого комплекса по-

зволит не только решить экологические зада-

чи, но и создать новый нефтегазовый кластер

в Арктике.

Петербургский международный экономический форум 2018 года прошел под знаком цифровой индустрии будущего. Стенд «Газпром нефти»

позволил увидеть, как в этой индустрии будет выглядеть нефтяная отрасль

ПМЭФ-2018: ЦИФРОВОЙ

АКЦЕНТ

Год назад главной темой Петербургско-

го форума был заявлен глобальный по-

иск — определение главных тенденций

мировой экономики будущего и выра-

ботка новых индустриальных моделей.

В этом году ПМЭФ проходил под лозунгом «Созда-

вая экономику доверия», а его неформальный

девиз можно было бы сформулировать так:

«Созда вая цифровую экономику будущего». Циф-

ровизация производственных процессов, переда-

ча основной их части под управление искусствен-

ного интеллекта, работа с большими данными

(big data), открывающая принципиально новые

возможности в повышении эффективности ком-

4

паний, — такими были главные акценты много-

численных деловых мероприятий. По мнению

спикеров, облик индустрии будущего уже поня-

тен и, более того, во многих сферах он вполне до-

стижим в короткие сроки, а конкурентные пре-

имущества получит тот, кто быстрее и решитель-

нее сможет внедрить цифровую модель в свое

производство.

Впрочем, идея цифровизации находила отра-

жение не только в выступлениях, но и в концеп-

ции выставочных стендов крупнейших миро-

вых корпораций. Одним из наиболее ярких и ин-

тересных примеров здесь стал стенд «Газпром

нефти», смысловыми акцентами которого были

выбраны цифровизация нефтяного бизнеса, эко-

логичность и лидерство в освоении Российской

Арктики. Элементы дизайна — бионическая сти-

листика, вакуольные формы, белоснежные от-

тенки — подчеркнули приоритетность активно-

го и ответственного подхода компании к защи-

те окружающей среды в регионах деятельности,

в том числе в Заполярье и на арктическом шель-

фе. Внешние стены стенда, по сути, представ-

ляли собой многометровые мультимедийные

экраны, которые привлекали внимание участ-

ников форума и приглашали с помощью цифро-

вых технологий пройти «Путь нефти» — от этапа

добычи на уникальной для России арктической

«Газпром нефть», Мини­стерство про­мышленности и торговли РФ и правитель­ство ХМАО — Югры подписа­ли меморандум о взаимопони­мании в реше­нии задач, связанных с освоением баженовской свиты

5

КЛЮЧЕВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ, ПОДПИСАННЫЕ «ГАЗПРОМ НЕФТЬЮ» НА ПМЭФ-2018

ИНДУСТРИЯ 4.0«Газпром нефть» подписала сразу несколько соглашений о развитии цифровых технологий. В частности, соглашение о сотрудничестве с Российской венчурной компанией (РВК) предусматривает развитие инновационной цифровой экосистемы, формирование условий для проектов в сфере высоких технологий, поддержку технологических разработок с высоким потенциалом роста. Взаимодействие с РВК откроет «Газпром нефти» доступ к воронке технологических стартап-проектов для поиска инновационных решений, участники экосистемы инноваций смогут получить эксперти-зу для реализации своих проектов и ознакомиться с лучши-ми практиками компании. С компанией IBM было заключено соглашение о расширении сотрудничества в новых техноло-гических проектах нефтедобычи при освоении месторожде-

платформе «Приразломная» и самом северном

материковом месторождении Мессояха до пере-

работки на современных НПЗ и доставки конеч-

ному потребителю.

На телепанелях внутри стенда для гостей

был подготовлен специальный художествен-

ный проект «Цифровизация как искусство»:

тринадцать современных российских худож-

ников, вдохновленные цифровыми проекта-

ми «Газпром нефти», создали галерею произве-

дений Digital Art. Основой для их «подвижных

картин» стали визуализированные данные, ис-

пользуемые при геологическом анализе, проек-

тировании и моделировании месторождений.

Таким образом нефтяные технологии XXI века

превратились в актуальные художественные

произведения цифровой эпохи.

Лидерство «Газпром нефти» в применении

новейших технологий и цифровой трансформа-

ции бизнеса привлекло к компании повышен-

ное внимание участников форума. Об успехах

компании говорил и президент России Влади-

мир Путин, который, выступая перед предпри-

нимателями на одной из панельных сессий, на-

звал «Газпром нефть» «продвинутой компанией,

применяющей новейшие технологии».

Помимо российского президента почетны-

ми гостями форума стали также президент Фран-

ции Эммануэль Макрон, премьер-министр Япо-

нии Синдзо Абэ и директор-распорядитель Меж-

дународного валютного фонда Кристин Лагард.

Интересно, что, вопреки всем экономическим

санкциям, внимание к форуму именно со сторо-

ны зарубежных гостей было беспрецедентным.

Самой большой по числу участников была деле-

гация американских бизнесменов. А всего за че-

тыре дня петербургский форум посетило более

17 000 гостей — это рекорд ПМЭФ. В ходе перего-

воров подписано 550 соглашений на общую сум-

му 2,3 трлн рублей. На стенде «Газпром нефти»

за несколько дней состоялось 60 встреч и было

подписано 20 соглашений.

Лидерство «Газпром нефти» в применении новейших технологий и цифровой трансформации бизнеса привлекло к компании повышенное внимание участников форума

6

№5/152 ИЮНЬ 2018

Новости

Вверху: На фо­руме «Газпром нефть» подпи­сала соглашение с инвестици­онным фон­дом Mubadala Petroleum

Внизу: Гости фо­рума на стенде «Газпром неф­ти», слева — член правления « Совкомфлота» Евгений Амбро­сов, справа — делегация компании Air Products во гла­ве с президентом Сейфи Гасеми

ний на суше. «Газпром нефть» и компания «1С» синхрони-зируют работу по разработке IT-решений для нефтяной отрасли. Целью сотрудничества является появление на российском рынке передовых цифровых продуктов в области корпоративной IT-архитектуры.

ЕДИНАЯ ЦИФРОВАЯ ПЛАТФОРМАВажные соглашения, подписанные на форуме, касались создания единой цифровой платформы в блоке логисти-ки, переработки и сбыта «Газпром нефти». Так, «Газпром нефть» и Mail.ru Group договорились о разработке, тестировании и внедрении решений по накоплению и обработке данных в реальном времени — BigData

7

и FastData — для оптимизации и повышения эффективности процессов в области логистики, переработки и сбыта нефте-продуктов. «Газпром нефть» и компания «Цифра» заключили соглашение о сотрудничестве при реализации проекта «Цифровой завод», который является частью создаваемой цифровой платформы. Пилотный «Цифровой завод» будет реализован на базе предприятий «Газпромнефть — Битум-ных материалов». Новые технологические решения, которые докажут свою эффективность в результате апробации на пилотной площадке, будут тиражированы «Газпром нефтью» на другие нефтеперерабатывающие и производ-ственные активы.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО«Газпром нефть», Министерство промышленности и торговли РФ и правительство ХМАО — Югры подписали меморандум о взаимопонимании в решении задач, связанных с освоени-ем баженовской свиты. Усилия партнеров будут направлены на заключение специальных инвестиционных контрактов (СПИК) для реализации национального проекта «Создание комплекса отечественных технологий и высокотехнологич-ного оборудования разработки запасов баженовской свиты» (проект «Бажен»). Соглашение о технологическом взаимо-действии «Газпром нефть» заключила с компанией Repsol. Оно предусматривает сотрудничество в области исследова-ний и разработки новых технологий, связанных с геологораз-ведкой и добычей углеводородов. Среди направлений сотрудничества — оптимизация геологоразведочных работ, исследования в сфере цифровой петрофизики с использова-нием искусственного интеллекта, совместные разработки в области химических методов увеличения нефтеотдачи.

На стенде «Газ­пром нефти» за время прове­дения форума состоялось 60 встреч и бы­ло подписано 20 соглашений, в том числе о развитии циф­ровых техно­логий, сотруд­ничестве с регионами и рядом ино­странных компаний

8

№5/152 ИЮНЬ 2018

Новости

АКТИВЫ«Газпром нефть» подписала обязывающее соглашение по отчуждению долей в размере 49% в уставном капитале «Газпромнефть-Востока». Покупателями выступают инвести-ционный фонд Mubadala Petroleum (Объединенные Арабские Эмираты) и Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ). Структура владения активом после закрытия сделки будет выглядеть следующим образом: «Газпром нефть» — 51%, Mubadala Petroleum — 44%, РФПИ — 5%. Данный проект является первой инвестицией Mubadala Petroleum в россий-ский нефтегазовый сектор. Также «Газпром нефть» заключи-ла меморандум о взаимопонимании с японской компанией Mitsui & Co. Стороны договорились оценить перспективы сотрудничества по развитию мелководного шельфового проекта на острове Сахалин.

СОТРУДНИЧЕСТВО С РЕГИОНАМИ«Газпром нефть» заключила сразу несколько крупных соглашений о сотрудничестве с регионами в сфере обеспе-чения битумными материалами. Документы были подписаны с Московской областью, Ленинградской областью и Санкт-Петербургом. В рамках соглашения «Газпромнефть — Битум-ные материалы» увеличат объемы поставок в регионы как базовых дорожных битумов, так и инновационных полимер-но-битумных вяжущих. Важным направлением сотрудниче-ства станет строительство экспериментальных участков автомобильных дорог с применением инновационных битумопроизводных вяжущих «Газпром нефти». Результаты мониторинга покрытий таких участков будут использоваться для совместной научно-исследовательской деятельности и контроля качества битумных материалов и асфальтобетон-ных смесей.

9

ФО

ТО: В

ИК

ТОР

ИЯ

АТА

МА

НЧ

УК

, МИ

ХА

ИЛ

МО

КР

УШ

ИН

, ВИ

КТО

Р С

УХО

РУ

КО

В

УСТОЙЧИВОЕ РАЗВИТИЕКомпания NIS представила министру энергетики Сербии Александру Античу, деловым партнерам и СМИ отчет об устойчивом развитии за 2017 год. Он продемонстрировал приверженность компании принципам экологической и социальной ответственности, а также правилам производственной безопасности

Презентация отчета прошла в Музее

современного искусства Мацура в го-

роде Стари-Бановци. В мероприя-

тии приняли участие министр гор-

нодобывающей промышленности

и энергетики Сербии Александр Антич, деловые

партнеры компании, представители профессио-

нальной общественности и средств массовой

информации.

Согласно отчету, в 2017 году компания NIS ин-

вестировала в развитие 26,5 миллиарда динаров

(около 218 млн евро), оставшись одним из веду-

щих инвесторов Сербии. В соответствии со стра-

тегией развития до 2025 года, приоритетом NIS

и дальше будет являться внедрение современно-

го оборудования и инновационных технологий,

которые обеспечат компании сохранение лидер-

ской позиции на энергетическом рынке Балкан-

10

№5/152 ИЮНЬ 2018

Новости

в действии», компания выделила свыше 370 мил-

лионов динаров (около 3 млн евро). Приоритетом

компании в этой области стала поддержка образо-

вания для создания наилучших условий развития

молодежи в Сербии. В профессиональное обуче-

ние работников в 2017 году компания инвестиро-

вала 196 миллионов динаров (около 1,6 млн евро).

Кроме того, NIS значительно улучшила фи-

нансовые результаты — реализованная чистая

прибыль составила 27 миллиардов динаров (око-

ло 222 млн евро), что на 80% больше результатов

прошлого года.

Основой устойчивого раз-вития является забота о людях, создание усло-вий для достойной жиз-ни и работы. Начиная с 2009 года NIS инве-стировала в социальные проекты свыше 3 милли-

ардов динаров (около 29 млн евро), из них только на реализацию про-ектов в области образования и науки — свыше 600 миллионов динаров (около 5 млн евро). Это инвестиции, которые всегда окупаются, ведь мы вкладываемся в развитие талантливой молодежи, ориентированной на поиск новых решений, внедрение инноваций. А это ключ для сохра-нения конкурентоспособности и устойчивости компании.

КОММЕНТАРИЙ

Кирилл Тюрденев,генеральный директор NIS:

Нашим детям предстоит жить в мире, который мы им оставим. По этому я горжусь тем, что NIS является лидером в соци-альной сфере и ставит перед собой жизненно важные цели. Правитель-

ство Сербии уделяет особое внимание устойчивому развитию, тем эко-номическим, социальным и экологическим составляющим, которые необходимы для позитивных изменений в различных областях.

КОММЕНТАРИЙ

Александр Антич, министр горнодобывающей промышленности и энергетики Сербии:

ского региона. Наряду с этим NIS продолжила

реализацию многочисленных проектов в об-

ласти охраны окружающей среды с объемом

инвестиций в 479 миллионов динаров (око-

ло 4 млн евро). На социально ответственные

проекты, реализуемые под слоганом «Будущее

11

Годовое общее собрание акционеров

«Газпром нефти» уже традиционно про-

шло в Санкт-Петербурге, по адресу про-

писки компании. Стал традиционным

и лейтмотив доклада председателя прав-

ления компании Александра Дюкова — «Газпром

нефть» продолжает улучшать операционные

и финансовые показатели, выходя на лидерские

позиции в российской нефтяной отрасли.

По итогам 2017 года объем добычи в «Газпром

нефти» вырос на 4,1%. Это стало возможным

за счет активной разработки крупнейших место-

рождений компании: Новопортовского, Прираз-

ломного и Восточно-Мессояхского, а также благо-

даря росту добычи на иракских проектах. Кроме

того, «Газпром нефть» существенно нарастила ре-

сурсную базу: компания получила права на разра-

ботку Тазовского, Северо-Самбургского, Новоса-

В САНКТ-ПЕТЕРБУРГЕ ПРОШЛО ГОДОВОЕ СОБРАНИЕ АКЦИОНЕРОВ «ГАЗПРОМ НЕФТИ»

В 2017 году «Газпром нефть» вошла в тройку лидеров по добыче нефти в России, а чистая прибыль достигла максимума за всю историю деятельности компании. Как результат «Газпром нефть» выплатит своим акционерам рекордные дивиденды. Такое решение было принято на состоявшемся в июне годовом общем собрании акционеров (ГОСА)

РЕКОРДНЫЙ ГОД

12

№5/152 ИЮНЬ 2018

Корпоративное управление

марского и ряда других месторождений. На Аяш-

ском участке на шельфе Охотского моря было

открыто новое крупное месторождение Неп тун,

запасы которого составляют 255 млн т н. э. Объем

углеводородов, добытых в 2017 году, возмещен

новыми запасами на 170% — это один из лучших

показателей в отрасли.

Оптимальный режим загрузки нефтеперера-

батывающих заводов компании позволил обес-

печить максимальную доходность нефтеперера-

ботки при сложившейся рыночной конъюнкту-

ре. Была продолжена реализация комплексной

программы модернизации предприятий. На Мо-

сковском НПЗ проведена реконструкция установ-

ки каталитического крекинга, в завершающую

фазу вошел проект строительства комплекса пе-

реработки нефти «Евро+». Идет реализация про-

ектов по глубокой переработке нефти на неф-

теперерабатывающих заводах в Омске и в Пан-

чево. В 2017 году было завершено строительство

комплекса «Биосфера» на Московском НПЗ, кото-

рый повысил эффективность очистки сточных

вод предприятия до 99,9 %. Схожий проект сей-

час реа лизуется на заводе в Омске.

Рост показателей продемонстрировал и сбы-

товой сегмент. На 4,2% выросла среднесуточная

реализация нефтепродуктов через АЗС «Газпром-

нефть» в России. На 7% выросли объемы продаж

смазочных материалов. Продукция компании

представлена в 72 странах мира. Рост объемов

реализации битумов составил 22%. «Газпром

нефть» продолжила развитие коммерческого

присутствия в аэропортах, что привело к росту

реализации авиационного топлива на 8%.

По итогам ГОСА акционеры «Газпром нефти»

поддержали рекомендацию Совета директоров

о выплате дивидендов в размере 71,12 млрд ру-

блей. Это составляет 28,1% от величины кон-

солидированной чистой прибыли компании

за 2017 год, рассчитанной по МСФО. В про-

шлом году компания нарастила чистую при-

быль на 26,5% по сравнению с 2016 годом —

до 253,3 млрд рублей. Таким образом, на одну

обыкновенную акцию «Газпром нефти» будет

начислено 15 рублей (с учетом дивидендов,

выплаченных по результатам девяти месяцев

2017 года, в размере 10 рублей на одну обыкно-

венную акцию). Этот показатель дивидендных

выплат является историческим максимумом для

компании и более чем на 40% превышает пре-

дыдущий рекорд, установленный в 2016 году

(10,68 рубля на одну обыкновенную акцию).

Председатель правления «Газпром нефти»

Александр Дюков отметил: «Основой для рекорд-

ной дивидендной доходности акций «Газпром неф-

ти» стали ее финансовые результаты: в 2017 году

получена самая высокая чистая прибыль за всю

историю компании, более чем на 20% вырос пока-

затель «скорректированная EBITDA». В свою оче-

редь, рост финансовых показателей обеспечен

нашими достижениями в операционной деятель-

ности. Компания успешно развивает новые круп-

ные проекты в добыче, продолжает модерниза-

цию перерабатывающих активов, с помощью

современных технологий формирует единую циф-

ровую платформу управления бизнесом.

Успехи «Газпром нефти» в повышении опера-

ционной эффективности, инновационные про-

екты компании были замечены и оценены рын-

ком. В прошлом году котировки наших акций

демонстрировали устойчивый рост, что сви-

детельствует о высоком интересе к компании

со стороны инвестиционного сообщества».

По итогам 2017 года «Газпром нефть» выплатит своим акционерам рекордные дивиденды в размере 71,12 млрд рублей

13

ФО

ТО: С

ЕР

ГЕЙ

КО

НЬ

КО

В

Глядя на просторы Крайнего Севера, я  понимаю, что это суровый край, но его экосистема очень хрупка и уязвима. Она нуждается в бережном отношении. Для животных мы построили специальные пе-реходы через наши трубопроводы. Теперь путь к арктической нефти лежит в полной гармонии с природой!

Глядя на просторы Крайнего Севера, я  понимаю, что это суровый край, но его экосистема очень хрупка и уязвима. Она нуждается в бережном отношении. Для животных мы построили специальные пе-реходы через наши трубопроводы. Теперь путь к арктической нефти лежит в полной гармонии с природой!

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — проблема для нефтяников по всему миру или ценный ресурс? И то и другое. Основным стимулом для рационального использования ПНГ зачастую становятся экологические ограничения и связанные с ними финансовые риски. Тем не менее при грамотном подходе к утилизации попутного газа нефтяным компаниям удается не только избежать штрафов за нарушение экологического законодательства, но и неплохо заработать Текст: Петр Шмелев

ПОПУТНАЯ ПРИБЫЛЬ

16

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

В ПОИСКАХ MIDSTREAM

Попутный нефтяной газ — смесь, которая рас-

творена в самой нефти. По составу ПНГ богаче

традиционного природного газа. Помимо ме-

тана и этана в нефтяном газе есть пропан, бу-

тан и другие углеводороды. В одной тонне неф-

ти содержится от одного до нескольких тысяч

кубометров ПНГ. Сжечь все это на факеле с точ-

ки зрения макроэкономики роскошь, хотя пока

и позволительная. Но помимо экономического

фактора есть и не менее важный экологический.

При сжигании ПНГ в воздух попадают значитель-

ные объемы диоксида углерода (СО2) и метана,

относящихся к парниковым газам, а также сажа,

оксиды азота, бензапирен, сероводород и другие

опасные для окружающей среды компоненты.

К сожалению, в СССР с его курсом на экстен-

сивное наращивание добычи нефти переработ-

ка попутного нефтяного газа не входила в чис-

ло приоритетных задач и никак не регулирова-

лась на законодательном уровне. ПНГ считался

побочным (то есть ненужным) продуктом не-

фтедобычи. Как правило, его просто сжигали

на факельных установках на месторождениях.

До 1 января 2001 года ПНГ не отражался в финан-

совой отчетности российских компаний. Сей-

час подход меняется концептуально. Серьезная

борьба против сжигания ПНГ на факелах нача-

лась в России в 2008–2009 годах во многом бла-

годаря присоединению России к Киотскому

протоколу (см. врез на стр. 18), направленному

17

на сокращение выбросов парниковых газов.

По данным Минприроды, благодаря принятым

мерам по итогам 2016 года полезное использова-

ние ПНГ достигло в среднем по крупным отече-

ственным нефтяным компаниям 90%.

В мировой же практике достаточно давно вы-

деляют midstream — промежуточный сегмент

между upstream и downstream со своими закона-

ми ценообразования. Очевидно, что нефть и газ

не могут быть вовлечены в переработку (down-

stream) в том виде, в котором они были добы-

ты (upstream). Существуют дополнительные тех-

нологические операции: доставка углеводоро-

дов к местам переработки, а также подготовка

к транспортировке. Их и относят к midstream.

При этом в процессе подготовки нефти возни-

кает большой поток попутных продуктов разно-

об разного свойства, среди которых и ПНГ. Его

переработка в мировой практике — это тоже

midstream. Что же такое рациональное использо-

вание попутного нефтяного газа?

СЖЕЧЬ ИЛИ ЗАРАБОТАТЬ

Варианты утилизации ПНГ универсальны по все-

му миру, но используются в разных пропорци-

ях. Сжигание на факелах месторождений долгое

время было основным способом, ценное углево-

дородное сырье и энергия горючих компонен-

тов уходили в воздух с ущербом для окружающей

среды. С середины прошлого века развитые стра-

ны начали серьезно ограничивать сжигание ПНГ.

Столь же удобный с точки зрения логистики,

как и сжигание, но экологичный способ утили-

зации — закачка ПНГ обратно в пласт. Нередко

этот метод применяют для повышения нефтеот-

дачи пласта, хотя эффективным он оказывается

не всегда. Газ при дальнейшей добыче все равно

вернется, но гидродинамика залежи может быть

уже хуже. Еще один вариант использования ПНГ

на месторождении — промысловая генерация

СПРАВКА

КИОТСКИЙ ПРОТОКОЛКиотский протокол (КП) был принят в дополнение к Рамочной конвенции ООН об изменении климата в Киото (Япония) в 1997 году. Данный протокол стал первым глобальным соглашением об охране окружающей среды, основанным на ры-ночном механизме регулирования, кото-рый предполагал торговлю квотами на выбросы парниковых газов (ПГ) между развитыми странами и странами с пере-ходной экономикой с целью сокращения или стабилизации уровня выбросов в атмосферу. Страны, подписавшие протокол, определили для себя количе-ственные обязательства по сокращению выбросов шести видов парниковых газов: диоксида углерода (CO₂), метана (CH₄), закиси азота (N₂O), гидрофтор углеродов (ГФУ), перфторуглеродов (ПФУ) и гексафто-рида серы (SF₆)₂₈. Первые три входят в состав ПНГ и продуктов его сгорания. Наибольшее влияние на парниковый эффект оказывают СО₂ и СН₄. Первый период обязательств по КП длился 5 лет: с 1 января 2008 года до 31 декабря 2012 года. На этот период Россия постави-ла перед собой обязательство сохранить среднегодовые выбросы на уровне 1990 года. По данным РИА «Новости», 27 сентября 2015 года на саммите по гло-бальному развитию в рамках Генеральной Ассамблеи ООН глава МИД РФ Сергей Лавров заявил о перевыполнении Россией своих обязательств по Киотскому протоко-лу, приводя данные об уменьшении выбросов от энергетического сектора в России за последние 20 лет на 37%.

18

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

электроэнергии: ПНГ направляется на газотур-

бинные и газопоршневые установки. Выхлопной

газ можно использовать в системах теплоснабже-

ния объектов месторождения или опять-таки за-

качивать в пласт для повышения нефтеотдачи.

Промысловая генерация электроэнергии очень

широко используется в России.

Эффективную монетизацию обеспечивает

полноценная переработка попутного нефтяно-

го газа, но это и стоит намного дороже. Тут есть

свои сложности — ПНГ нестабилен по составу,

в нем много примесей и влаги, требуется слож-

ная подготовка. На выходе получают метан-эта-

новую фракцию, по своим свойствам близкую

к сухому природному газу, а также широкую

фракцию легких углеводородов — ценное сырье

для нефтехимических предприятий и производ-

ства сжиженного углеводородного газа (СУГ), ис-

пользующегося для коммунально-бытовых нужд

и в качестве топлива для автотранспорта.

Газоперерабатывающие заводы изначально

строились возле крупных месторождений, поз-

же для малых месторождений были предложе-

ны компактные блочные решения для перера-

ботки сырья.

Существует и сложная технология химиче-

ской переработки ПНГ gas-to-liquids (GTL), позво-

ляющая получать из газа жидкие нефтепродук-

ты, характерные для традиционной нефтепере-

работки, а также метанол и базовые химические

полуфабрикаты. В качестве альтернативы приме-

няют мягкий паровой риформинг. Это, по сути,

обратная GTL: жидкие остатки переработки неф-

тяного газа и газоконденсата трансформируются

в газ, который затем можно использовать как

топ ливо для генерации электроэнергии или

транспортировать по обычному газопроводу.

«Выбор наиболее экономически привлека-

тельных опций утилизации ПНГ зависит от кон-

кретных факторов в привязке к конкретному

месторождению. В целом глубокая переработ-

ка ПНГ наиболее экономически эффективна,

но, например, при малых объемах доступного

газа предпочтительна утилизация на месторо-

ждении, — говорит руководитель аналитическо-

го центра интегрированной газоперерабатыва-

ющей и нефтехимической компании «СИБУР»

Ксения Каретина. — Также имеет значение со-

став ПНГ, спрос на локальных рынках и нетбэки

на газ, электричество, тепло, дизель и т. д. Суще-

ственным фактором становится наличие инфра-

структуры для транспортировки и переработки

19

газа и расстояние до целевых рынков. К приме-

ру, рост сжигания в мире в последние годы от-

части как раз и связан с освоением новых уда-

ленных месторождений и развитием сланцевой

добычи».

АЛЬТЕРНАТИВЫ ОБЯЗАТЕЛЬНЫ

Уровень утилизации ПНГ во многом определя-

ет эффективность развития всего нефтегазово-

го комплекса той или иной страны. Использо-

вание ПНГ — маркер квалификации государ-

ства и бизнеса в вопросе комплексного освоения

недр, использования сырья и экологической

безопасности.

В США, Канаде, Норвегии полезное исполь-

зование ПНГ достигает 99–100%. При разработ-

ке новых месторождений запускаются обязатель-

ные процедуры принятия решений об утилиза-

ции газа — дерево альтернатив. Государственные

регуляторы требуют рассматривать различные

варианты, и только в том случае, если ни один

из вариантов рациональной утилизации не от-

вечает критериям эффективности, разрешается

сжигать часть нефтяного газа.

В США и Канаде работает примерно 80% газо-

перерабатывающих заводов мира, эти мощности

для Северной Америки сейчас даже избыточны.

Дело в том, что большое число малых ГПЗ строи-

лось в середине прошлого века для производства

бытового газа. Однако сейчас основой газопере-

рабатывающей отрасли США стали крупные за-

воды, связанные с химическими предприятия-

ми. По данным Химического совета США, сейчас

в стране строятся или планируются нефтехими-

ческие проекты на $185 млрд. В прошлом году

инвестиции в химические заводы составили по-

ловину всех капиталовложений в производствен-

ном секторе США. Причина — изобилие деше-

вых побочных продуктов сланцевой добычи

нефти, в частности нефтяного газа.

В принципе, сжигать попутный газ в Канаде

и США запрещено, в Техасе такой запрет был вве-

20

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

ден еще в 1946 году. Там, где мощностей по пе-

реработке нет, например на Аляске, ПНГ полно-

стью закачивается обратно в пласт. В Северной

Дакоте быстро развивается бизнес по сжижению

ПНГ, который используется как автомобильное

топливо. В ряде регионов США существует сеть

специальных трубопроводов, куда частные ком-

пании могут сдавать ПНГ практически без подго-

товки, существуют лишь ограничения по содер-

жанию влаги. Далее сырье направляется на газо-

перерабатывающие и химические предприятия.

В Канаде построена развитая инфраструктура

для газовой энергогенерации.

Одной из передовых европейских стран

в плане рационального использования ПНГ ста-

ла Норвегия. Местное правительство не устанав-

ливает специальных нормативов по сжиганию

ПНГ, но предоставляет разрешение на сжигание

в основном для обеспечения безопасности неф-

тедобычи. Сжигать ПНГ в тех объемах, которые

выше необходимых, для обеспечения безопасно-

сти без одобрения Министерства нефти и энер-

гетики Норвегии нельзя. Государственная компа-

ния Statoil, недавно переименованная в  Equinor,

после подготовки направляет нефтяной газ

по трубопроводу к системе экспорта газа. На фа-

келы газ может быть сброшен только тогда, ко-

гда давление в системе превышает нормативное.

Наличие развитой газотранспортной инфра-

структуры и близость к рынкам ЕС позволяет

норвежцам эффективно экспортировать подго-

товленный нефтяной газ, но применяется и за-

качка ПНГ в пласт для увеличения нефтеотдачи.

Газовой энергогенерацией Норвегия практиче-

ски не занимается.

На китайском супергигантском месторожде-

нии Дацин построено 14 промышленных устано-

вок по переработке ПНГ, а также оборудование

для обработки нефтяного газа для дальнейшей

продажи. Власти страны намерены построить

семь новых крупных прибрежных нефтехими-

ческих производств, в том числе завод стоимо-

стью $15 млрд в порту Нинбо и перерабатываю-

щий центр в провинции Хэбэй. Кроме того, эко-

номика Китая нуждается в использовании ПНГ

для снижения доли угля в энергетическом балан-

се и улучшения экологических показателей на-

циональной энергетики.

В Саудовской Аравии, пятой в мире по за-

пасам газа, порядка 60% этих запасов — попут-

ный нефтяной газ. Мощности по его переработке

в целом соответствуют уровню добычи, на сухой

газ — продукт газоперерабатывающих заводов —

приходится 40% энергобаланса страны. В каче-

стве побочного продукта саудовцы получают

этан, который по регулируемым и очень низким

тарифам предоставляется на переработку нефте-

химикам. Такая конструкция привела и продол-

жает приводить огромные инвестиции в нефте-

химию Саудовской Аравии, сейчас эта страна —

мировой нефтехимический лидер вместе с США

и Китаем. Лишь рост спроса на электричество

в прошлом году заставил Saudi Aramco задумать-

ся над увеличением добычи собственного при-

родного газа, не связанного с объемами добычи

нефти (тут действуют ограничения ОПЕК).

«Стоит обратить внимание на опыт Саудов-

ской Аравии, где драйверами поиска решений

утилизации ПНГ стали избыток попутного газа

и активность государства: основаны индустри-

альные города Эль-Джубайль и Янбу-эль-Бахр,

государственная компания Saudi Aramco строи ла

необходимую инфраструктуру для сбора и транс-

портировки ПНГ, была основана специализиро-

ванная нефтехимическая компания SABIC», —

отмечает Ксения Каретина. По  словам экспер-

та, для Саудовской Аравии характерно не только

большое количество доступных объемов нефтяно-

го газа, но и высокое содержание жирных фрак-

ций в составе ПНГ, что делает его ценным нефте-

химическим сырьем. «Сейчас Россия и Ближний

Восток являются крупнейшими регионами мира,

где осуществляется глубокая переработка ПНГ

в полимеры», — заключает Ксения Каретина.

Старается не отставать от соседей

и Иран. В стране ежедневно транспортиру-

ется почти 40 млн кубометров ПНГ с нефтя-

ных месторо ждений в провинции Хузестан

21

на перерабатывающие предприятия. За послед-

ние годы здесь было построено и запущено мно-

жество небольших частных химических заводов,

использующих в основном европейское обору-

дование и достаточно современные технологии.

Благодаря дешевому местному сырью они имеют

серьезное конкурентное преимущество.

Для России может быть интересен опыт

Казахстана, где система газопереработки фор-

мировалась в рамках плановой экономики

СССР. Казахстан обошел Россию в законодатель-

ном регулировании утилизации попутного не-

фтяного газа. Законами «О нефти» и «О недрах

и недропользовании» и последующими подза-

конными актами введен запрет на промышлен-

ную экс плуа тацию нефтегазовых месторожде-

ний без рациональной утилизации попутного

нефтяного газа.

Большой проект сбора попутного нефтяно-

го газа с морских платформ на Каспии ведет го-

сударственная нефтекомпания Азербайджана

SOCAR в партнерстве с BP и международной ор-

ганизацией по ограничению сжигания ПНГ. Еже-

годно с морских месторождений компании соби-

рается и передается в газотранспортную систему

около 1 млрд кубометров нефтяного газа.

Законодательное регулирование не всегда

единственный фактор влияния на нефтяников.

Так, в Индонезии нет развитой трубопроводной

инфраструктуры или законов, запрещающих

факельное сжигание. При этом страна — четвер-

тый в мире экспортер сжиженного нефтяного

газа, а интерес местного бизнеса к монетизации

ПНГ растет.

Свой путь — в Анголе. Еще в 2002 году ком-

пания Sonangol обязала всех партнеров, разра-

батывающих месторождения, предусматривать

план коммерциализации нефтяного газа. Дого-

воры на разработку ангольских недр содержат

пункт о том, что партнеры Sonangol имеют пра-

во сжигать попутный газ только до завершения

строительства завода по переработке нефтя-

ного газа.

НЕ ОПОЗДАТЬ С ПЕРЕРАБОТКОЙ

В исследовании отраслевого информационно-

аналитического центра Rupec, специализирую-

щегося на вопросах газопереработки и нефтехи-

мии, отмечено, что наибольший вклад в повы-

шение уровня утилизации ПНГ в России внесло

«цивилизованное сжигание» нефтяного газа,

то есть промысловая энергетика как наименее

затратный способ полезного использования ПНГ.

Аналитики считают, что в качестве стимулиру-

ющих мер помимо штрафов необходима благо-

приятная среда для инвестиций в midstream-

объекты. Да и в целом понятие midstream в Рос-

сии пока не приживается. «Midstream не только

22

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

никак не регулируется отдельно от upstream

и downstream, но даже не выделяется понятий-

но. Фактически этот сегмент всякий раз ока-

зывается заложником переноса акцентов с до-

бычи на переработку и обратно. А ведь именно

midstream является связкой, обеспечивающей

попадание существенной доли углеводородно-

го сырья из сферы добычи в сферу нефтехимиче-

ской и вообще химической переработки», — по-

ясняют аналитики Rupec.

В организации отмечают те выгоды, кото-

рые может получить государство, акцентиро-

ванно стимулируя сегмент переработки ПНГ.

Во-первых, это снятие технологических огра-

ничений при вводе новых нефтяных и газовых

месторождений, в том числе географически уда-

ленных от основной газовой инфраструктуры

и со сложным составом газа. Во-вторых, рост об-

щей доходности добычи углеводородов для до-

бывающих компаний, которые могли бы реин-

вестировать дополнительную маржу в новые

проекты.

«В-третьих, даже без наращивания производ-

ства углеводородов (что в целом отвечает ситуа-

ции текущего момента с точки зрения спроса

как на внутреннем, так и на внешних рынках)

это интенсификация переработки уже имеюще-

гося сырья с производством более маржиналь-

ной продукции, которая имеет экспортный по-

тенциал, в том числе на новых рынках, таких

как Азия, а также может быть потреблена вну-

три страны. Пример Северной Америки пока-

зывает, что рост предложения продукции mid-

stream стимулирует запуск большого числа

крупных проектов в нефтехимии», — отмечают

в Rupec.

Аналитики также видят возможность син-

хронного с развитием переработки ПНГ роста

инвестиций в основной капитал. Более активная

переработка нефтяного газа создаст новые источ-

ники спроса на труд в регионах, а также спроса

на высокотехнологичную продукцию российско-

го химического и транспортного машинострое-

ния, металлургии и т. п.

Доля нефтехимии в российской промышлен-

ности составляет лишь около 2%, в то время как

в Китае — 30%, в США — 25%. Суммарная выруч-

ка от продажи нефтегазохимической продукции

в мире достигает $3 трлн, что сопоставимо с по-

казателями мирового нефтяного рынка.

«Эпоха нефти и газа как источников топли-

ва и энергии подходит к концу. Будущее ископа-

емых углеводородов — быть почти исключитель-

но сырьем химических процессов. Без развития

midstream такой переход просто невозможен,

и если не стимулировать развитие мощностей

сейчас, потом строить их будет уже очень доро-

го», — отмечается в исследовании Rupec.

23

ИЛ

ЛЮ

СТР

АЦ

ИИ

: ДМ

ИТР

ИЙ

КО

РО

ТЧ

ЕН

КО

24

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

Компания «Газпром нефть» запускает новый проект, задача которого — создать масштабную газовую инфраструктуру и обеспечить максимальную эффективность разработки Новопортовской группы месторождений. «Сибирская нефть» выяснила, почему нефтяная компания занимается газом, как на нем заработать и что для этого придется сделать Текст: Любовь Холопова

ГАЗ ЯМАЛА

Новопортовское месторождение —

самое крупное из всех имеющих-

ся на сегодня открытых нефтегазо-

вых месторождений на полуостро-

ве Ямал. Одна из его особенностей

в сравнении с другими проектами в  портфеле

«Газпром нефти» — высокий газовый фактор.

В компании уже сейчас есть понимание, что

со временем с каждой тонной извлекаемых

жидких углеводородов на Новопортовском ме-

сторождении одновременно будет добываться

до пяти тысяч кубометров газа.

Газ — ценное сырье. Однако в нефтяной отрас-

ли он нередко становится причиной сложностей

и источником потерь, а вовсе не прибыли. Неф­

тяные месторождения могут быть удалены как

от центров потребления и переработки газа, так

и от магистральных газопроводов. Для промыс-

лов на Крайнем Севере, подобных Новопортов-

скому, которые находятся в условиях автономии

и удалены от развитой инфраструктуры на значи-

тельные расстояния, это особенно острый вопрос.

Ведь чтобы окупить создание дополнительной га-

зовой инфраструктуры на таких месторождениях,

газа должно быть действительно очень много.

Часть газа может быть использована на энер-

гетические нужды, и на Новопортовском место-

рождении уже запущена первая очередь соб-

ственной газотурбинной электростанции. Она

обеспечивает электроэнергией объекты добы-

чи и подготовки нефти, нефтеналивной терми-

нал и жилой городок. Также газ можно закачи-

вать обратно в пласт, в газовую шапку нефтяно-

го месторождения, для поддержания пластового

давления и уровня добычи. И такой проект —

«ГАЗПРОМ НЕФТЬ» СОЗДАСТ ИНФРАСТРУКТУРУ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА С ЯМАЛЬСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Мы строим в Новом Порту уникальный инфраструктурный комплекс, чтобы иметь возможность эффективной монетизации всех видов углеводородов: и нефти, и кон-денсата, и газа. Создание такого комплекса позволит нам с максимальной эффективно-стью вовлечь в разработку запасы как Ново-портовского месторождения, так и ряда дру-гих, лицензии на которые «Газпром нефть» недавно получила. Это Южно-Каменно-мысский, Южно-Новопортовский, Суровый

лицензионные участки. Пока они находятся на поисковом этапе, но мы понимаем, что в данном регионе все запасы имеют высокое содержа-ние газа, а значит, уже сейчас нужно думать о его дальнейшем исполь-зовании. Ключевым объектом новой газовой инфраструктуры станет газопровод от Новопортовского месторождения до магистрального газопровода Ямбург — Тула. Инвестиции в его строительство составят более 70 млрд рублей.

КОММЕНТАРИЙ

Вадим Яковлев, первый заместитель генерального директора «Газпром нефти»:

впервые в компании — также реализуется

в  Новом Порту (см. стр 30). Сейчас имеющаяся

газовая инфраструктура позволяет закачивать

в пласт 9–11 млн м³ газа в сутки, а к концу года

эта цифра вырастет до 20–22 млн м³. Для сравне-

ния: на сегодняшний день 8 газоперерабатываю-

щих заводов «СИБУРа» в сутки перерабатывают

60–65 млн млн м³ газа.

Но что делать, если газ все-таки остается?

Когда-то его просто сжигали на факелах. Сегод-

ня от этой практики отказываются, ведь она на-

носит ущерб окружающей среде, повышая вы-

бросы парниковых газов. Значит, нужно искать

25

Газопровод Ямбург — Тула ПАО «Газпром»

Газовая компрессорнаястанция «Ямбург»

Терминал«Ворота Арктики»

Транспортировка нефти в Европу по Северному морскому пути

Южно-Каменномысскийлицензионныйучасток

Газовая инфраструктураНовопортовского месторождения

Ростовцевскоеместорождение

Закачка газав пласт

Газотурбиннаяэлектростанция

Установкакомплекснойподготовки газа

Газопровод, 116 км

Суровыйлицензионный

участок

Южно-Новопортовский

лицензионныйучасток

Новопортовскоеместорождение

Ямала позволит включить в разработку создание газовой инфраструктуры

до 15 месторождений использование попутного нефтяного газа

>95%Расположение:Ямало-Ненецкий автономный округ

Полярный

круг

ввод в эксплуатациюпервой фазы проекта(Новопортовское месторождение)

2022 год

26

Газопровод Ямбург — Тула ПАО «Газпром»

Газовая компрессорнаястанция «Ямбург»

Терминал«Ворота Арктики»

Транспортировка нефти в Европу по Северному морскому пути

Южно-Каменномысскийлицензионныйучасток

Газовая инфраструктураНовопортовского месторождения

Ростовцевскоеместорождение

Закачка газав пласт

Газотурбиннаяэлектростанция

Установкакомплекснойподготовки газа

Газопровод, 116 км

Суровыйлицензионный

участок

Южно-Новопортовский

лицензионныйучасток

Новопортовскоеместорождение

Ямала позволит включить в разработку создание газовой инфраструктуры

до 15 месторождений использование попутного нефтяного газа

>95%Расположение:Ямало-Ненецкий автономный округ

Полярный

круг

ввод в эксплуатациюпервой фазы проекта(Новопортовское месторождение)

2022 год

27

СПРАВКА

возможности для рентабельной транспортиров-

ки этого газа туда, где он будет востребован.

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД

Особенность Новопортовского месторождения

в том, что его газовая часть действительно очень

велика. По объему запасов газа — 324 млрд ку-

бометров (с учетом палеозойских отложений) —

его можно отнести к категории крупных. Полно-

ценное использование этой ресурсной базы мо-

жет окупить создание газопровода для доставки

газа с месторождения в единую систему газо снаб-

же ния. Кроме того, это позволит продолжить эф-

фективную эксплуатацию месторождения после

2022–2023 годов, когда полка добычи нефти нач-

нет снижаться.

Однако Новопортовским месторождением

все не ограничивается. По соседству расположе-

но несколько лицензионных участков и уже от-

крытых месторождений. Для региона характер-

на значительная доля газа в общем объеме угле-

водородных ресурсов, а значит, для всех них

вопрос эффективного использования этих ресур-

сов станет со временем актуальным.

«Газпром нефть» уже владеет несколькими

лицензиями на соседние лицензионные участки.

Так, в прошлом году компания приобрела лицен-

зию для геологического изучения Южно-Камен-

номысского лицензионного участка. В 2018 году

«Газпром нефть» получила лицензии на Южно-

Новопортовский и Суровый лицензионные

участки.

НОВОПОРТОВСКАЯ УКПГКомпрессорная станция (КС) с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ) Ново пор товского месторождения — один из крупнейших проектов компании. Общие инвестиции в него составят более 40 млрд рублей. Проектная производительность установки — 7,2 млрд м³ газа в год. Из них 3,6 млрд м³ приходится на первую очередь. Начало пусконаладочных работ и запуск второй очереди запланирован на конец 2018 года. КС включает 5 компрессорных агрегатов низкого и среднего давления и 3 — высоко-го давления. Их общая мощность — 256 МВт.

Попутный газ с месторождения поступает в установку под давлением 3,5–6 атмосфер, а выходит под давлением до 275 атмосфер, подготовленным и осушенным от воды. Се-годня установка уже используется для закач-ки газа в газовую шапку Новопортовского месторо ждения. В перспективе она будет перекачивать его и по газопроводу, проект строительства которого по дну Обской губы сейчас разрабатывается. Для этого установку дополнят дожимной компрессорной станци-ей. А в перспективе новопортовская УКПГ должна превратиться в полноценный газо-перерабатывающий завод производительно-стью 25–30 млрд м³ в год. Туда будет посту-пать весь газ с ближайших месторождений.

28

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

Наличие на полуострове Ямал других пер-

спективных месторождений стало еще одним ве-

сомым аргументом для строительства газопрово-

да. Он пройдет через Обскую губу до места врез-

ки в магистральный газопровод Ямбург — Тула

на Тазовском полуострове. Протяженность газо-

провода составит 115,5 км, из которых 58,4 км

будет проложено под водой. Труба диаметром

1020 мм сможет обеспечить пропускную способ-

ность до 20 млрд м³ в год.

«Суть нового проекта не сводится к строи-

тельству газопровода для транспортировки газа

с Новопортовского месторождения, — отмеча-

ет заместитель генерального директора по газу

«Газпромнефть-Ямала» Максим Мишарин. —

На самом деле мы создаем масштабную инфра-

структуру, чтобы в дальнейшем у нас была воз-

можность открыть и начать активно осваивать

фактически новую нефтегазоносную провинцию

в районе Нового Порта».

В НЕСКОЛЬКО ЭТАПОВ

У «Газпром нефти» уже есть опыт реализации мор-

ских проектов в Арктике — ледостойкая платфор-

ма «Приразломная» и нефтеналивной терминал

«Ворота Арктики», для которого было построено

6 км подводного трубопровода. Однако у нового

газопровода свои вызовы и особенности. Работы

предстоит вести на мелководном участке глуби-

ной до 9 метров, что значительно усложняет рабо-

ту. На больших глубинах можно использовать суд-

но со значительной грузоподъемностью, развер-

нув на нем всю необходимую для строительства

инфраструктуру. Здесь такой возможности не бу-

дет, понадобятся трубоукладочные суда с низкой

осадкой и минимальной грузоподъемностью.

Работа по созданию газовой инфраструктуры

на полуострове Ямал уже началась в рамках пер-

вой фазы проекта. Построена и запущена уста-

новка комплексной подготовки газа (см. врез на

стр. 28), попутный нефтяной газ уже закачива-

ется в пласт, ведутся подготовительные рабо-

ты по строительству газопровода, заключен кон-

тракт на продажу части добываемого газа (пер-

вым потребителем новопортовского газа станет

Мосэнерго).

Однако реализация проекта газопровода

и еще одного проекта по повышению нефтеот-

дачи с помощью смешивающего вытеснения

(см. врез) потребует дополнительного расшире-

ния УКПГ до фактически полноценного газопере-

рабатывающего завода. Планируется, что строи-

тельство обоих объектов — расширенной УКПГ

и газопровода — завершится во второй поло-

вине 2021 года, а ввод в эксплуатацию намечен

на 2022 год.

Отдельное внимание при проектирова-

нии новых объектов газовой инфраструктуры

«Газпром нефть» уделяет сохранению уникаль-

ной ямальской природы. Необходимо исклю-

чить риски, связанные с возможным воздей-

ствием на экологию региона. С этой целью

компания собственными силами проводит на-

турные обследования Обской губы.

СПРАВКА

ГАЗОВЫЙ МУН ДЛЯ НОВОГО ПОРТАЕще один проект, который в перспективе планируется опробовать на Новопортов-ском месторождении, — смешивающееся вытеснение. Это третичный метод увеличе-ния нефтеотдачи (МУН), эффективность которого (почти двукратное увеличение коэффициента извлечения нефти) уже доказана на месторождениях в США. В отличие от обычной закачки газа в газо-вую шапку при смешивающем вытеснении газ определенного состава (преимуще-ственно этан-бутановая фракция) закачи-вается в саму нефтяную оторочку. В ре-зультате смешения газа с сырой нефтью подвижность нефти увеличивается и коэффициент извлечения растет.

29

АЛ

ЕК

СА

НД

Р Б

АЛ

ИК

ИН

, СЕ

РГЕ

Й Т

АТА

РС

КИ

Х

Движение нефти к скважине в нефтя-

ном пласту происходит благодаря

разнице давлений в пласту и непо-

средственно в скважине. Поддержа-

нием пластового давления (ППД) на-

зывается процесс естественного или искусствен-

ного сохранения этой разницы. Традиционный

способ ППД — закачка в пласт воды, так назы-

ваемое заводнение. Однако роль рабочего аген-

та может выполнять и газ — его закачка в газо-

вую шапку месторождения позволяет сохранять

давление в нефтяном пласте, уменьшающееся

по мере истощения залежи (см. рис.). Если газовая

шапка у месторождения отсутствует, то возмож-

но ее искусственное формирование в верхней ча-

сти продуктивного горизонта.

Решение о выборе этой технологии ППД при-

нимается с учетом геологических и экономиче-

ских факторов. Так, например, обратная закачка

газа может быть оправданной при разработке ме-

сторождений с высоким газовым фактором, где

вместе с нефтью неизбежно добывается большое

количество попутного нефтяного газа (ПНГ). В слу-

чае отсутствия инфраструктуры для транспорти-

ПОД НАПОРОМТЕХНОЛОГИЯ ОБРАТНОЙ ЗАКАЧКИ ГАЗА В НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

Обратная закачка газа — один из способов поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях, который пока не слишком широко используется в России. Между тем при всех возможных сложностях этот способ позволяет решить сразу две задачи: обеспечить рациональную утилизацию попутного нефтяного газа непосредственно на месторождении и поддержать уровень добычи нефти. Первый проект по закачке газа в пласт «Газпром нефть» уже реализует на Новопортовском месторождении. На очереди еще два проекта — Мессояха и Отдаленная группа месторождений Текст: Александр Алексеев

Нефтяная оторочка

Газовая шапка

Газонагнетательнаяскважина

Сухойочищенный газ

Товарнаянефть

Нефть и газ

Подстилающая вода

Добывающая нефтяная скважина

Сепарация нефти и газа

30

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

Нефтяная оторочка

Газовая шапка

Газонагнетательнаяскважина

Сухойочищенный газ

Товарнаянефть

Нефть и газ

Подстилающая вода

Добывающая нефтяная скважина

Сепарация нефти и газа

ровки газа с месторождения закачка в пласт мо-

жет стать одним из немногих эффективных

рациональных способов утилизации ПНГ. Убеди-

тельным решением закачка газа выглядит и в слу-

чаях, когда на месторождении нет доступных ис-

точников воды для традиционного заводнения.

Перед обратной закачкой попутный нефтя-

ной газ сепарируется из сырой нефти, осушает-

ся, компримируется и уже в таком виде нагнета-

ется в газовую шапку.

ОПЫТ НОВОГО ПОРТА

Проект по закачке газа в газовую шапку Ново-

портовского месторождения стал для «Газпром

нефти» первым опытом применения этой тех-

нологии. Решение было обусловлено высоким

газовым фактором на этом активе, а также его

значительной удаленностью от центров перера-

ботки и потребления газа. На месторождении

построе на компрессорная станция (КС) с установ-

кой комплексной подготовки газа (УКПГ) (см. врез

на стр. 28), а также 10 горизонтальных газонагне-

тательных скважин на двух кустовых площадках.

Пробная закачка началась в конце октя-

бря 2017 года. Сейчас компрессорная станция

позволяет прокачивать около 10 млн м³ газа

в сутки. Планируется, что на проектную мощ-

ность — 19–20 млн м³ газа в сутки — КС с УКПГ

выйдет в конце 2018 года.

В портфеле проектов «Газпром нефти» доста-

точно много нефтяных оторочек — месторожде-

ний, представляющих собой тонкий нефтяной

пласт с большой газовой шапкой. При разработ-

ке таких месторождений добыча больших объе-

мов ПНГ неизбежна. Это означает, что техноло-

гия ППД с обратной закачкой газа в пласт будет

востребована.

Уже сегодня опыт закачки газа в Новом Пор-

ту тиражируется на другие активы «Газпром неф-

ти». Первый из них — Мессояха. Так как геоло-

гические особенности Восточно-Мессояхского

месторождения не позволяют произвести здесь

закачку больших объемов газа, он будет транс-

портироваться на соседнее Западно-Мессояхское

месторождение, где полномасштабная добыча

нефти еще не началась. Проект предполагает

строительство компрессорной станции мощно-

стью 1,5 млрд кубометров газа в год на Восточ-

ной Мессояхе, две кустовые площадки с девятью

скважинами для закачки ПНГ в пласт на Запад-

ной Мессояхе, а также межпромысловый газо-

провод протяженностью 54 км, который свяжет

оба лицензионных участка. В апреле 2018 проект

получил положительное заключение Главгосэк-

спертизы России. Предполагается, что он будет

реализован к концу 2020 года.

Еще один проект по обратной закачке ПНГ

в газовую шапку месторождения осуществляется

на одном из новых крупных проектов «Газпром

нефти» — Отдаленной группе месторождений

(ОГМ), включающей Чатылькинское, Западно-

Чатылькинское, Воргенское, Холмистое, Южно-

Удмуртское и Равнинное месторождения в Крас-

носелькупском и Пуровском районах ЯНАО. Со-

гласно утвержденной концепции, попутный

неф тяной газ будет закачиваться в основную за-

лежь Чатылькинского месторождения с целью

увеличения неф теотдачи. Полный срок реализа-

ции газовой части проекта — 6 лет, однако закач-

ку газа можно будет начинать уже через три года,

с введением в эксплуатацию ее первой очереди.

* Пьезометрическая скважина — скважина, предназначенная для постоянного наблюдения за изменением пластового давления

в  газовой, нефтяной залежи или водоносном горизонте.

Обратная закачка направлена на обеспе-чение полезного использования попутного нефтяного газа и поддержание пластового давления в газовой шапке. Такое решение позволяет снизить темпы падения добы-чи нефти на Новопортовском месторожде-нии и сохранить ресурс газа, который может быть использован для добычи после выра-ботки нефтяной оторочки.

Для оценки эффективности ППД на ме-сторождении была сформирована опорная сеть пьезометрических скважин*, при по-

мощи которой происходит ежедневный мониторинг влияния закачки на изменение пластового давления в газовой шапке и нефтяной отороч-ке. Полученные результаты измерений в течение первых 6 месяцев под-твердили прогнозную эффективность выбранного решения. Полученная приемистость скважин показывает, что запланированный в проекте га-зонагнетательный фонд позволит нам обеспечить полезное использо-вание попутного нефтяного газа в течение всего периода разработки месторождения.

МНЕНИЕ ЭКСПЕРТА

Алексей Шорохов, главный геолог по газу «Газпромнефть-Ямала»:

31

ИН

ФО

ГРА

ФИ

КА

: АЛ

ЕК

СЕ

Й С

ТОЛ

ЯР

ОВ

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — некогда побочный продукт освоения нефтяных запасов — сегодня рассматривается как дополнительный источник прибыли. На каждом месторождении «Газпром нефть» ищет оптимальное решение по использованию попутного газа. Главные газовые проекты компании — в обзоре «Сибирской нефти» Текст: Александр Алексеев

ЦЕННЫЙ РЕСУРС

ЗАВОД НА ПРИОБКЕ

Еще несколько лет назад «Газпромнефть-Хантос»

не мог похвастать высоким уровнем полезного

использования ПНГ. Объемы добычи газа росли,

а возможности для его утилизации были огра-

ничены. Ситуация несколько улучшилась с вво-

дом в 2013 году Южно-Приобской газокомпрес-

сорной станции и строительством газопровода

до  Южно-Балыкского газоперерабатывающего

завода (ГПЗ). Следующим шагом стало строитель-

ство ГПЗ уже на самом месторождении.

В сентябре 2015 года «Газпром нефть»

и « СИБУР» ввели в эксплуатацию Южно-Приоб-

ский газоперерабатывающий завод. Мощность

завода позволяет перерабатывать 900 млн кубо-

метров попутного нефтяного газа в год. В резуль-

тате «Газпромнефть-Хантос» повысил уровень его

полезного использования до 96,5%.

Южно-Приобский ГПЗ — один из элементов

Западно-Сибирского нефтехимического класте-

ра. Ежегодно предприятие производит 340 тыс.

тонн широкой фракции легких углеводородов*,

а 750 млн кубометров сухого отбензиненного

газа** направляется на ГТЭС и в систему газо снаб-

жения Ханты-Мансийского региона. Коэффи-

циент извлечения ШФЛУ на Южно-Приобском

ГПЗ — более 95%, что соответствует современ-

ным мировым требованиям.

* Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) — основное сырье нефтехимических предприятий, продукт переработки

неф тяного газа и газоконденсата, состоит из этана, пропана, бутана и других высших гомологов метана.

** Сухой отбензиненный газ (СОГ) получают в ходе переработки нефтяного газа. Подобно природному газу, он состоит преиму-

щественно из метана и может использоваться в качестве сырья для коммунально-бытовых и промышленных нужд.

САМАЯ МОЩНАЯ

Строительство газотурбинной электростанции

(ГТЭС) на Новопортовском месторождении на-

чалось в марте 2015 года. Проектную мощность

объекта в 96 МВт обеспечивают 6 газотурбинных

энергетических агрегатов российского производ-

ства. Проект предусматривает возможность рас-

ширения до 144 МВт, что сделает эту электро-

станцию крупнейшей на полуострове Ямал.

ГТЭС обеспечивает электроэнергией объекты

инфраструктуры месторождения, приемо-сдаточ-

ный пункт и нефтеналивной терминал «Ворота

Арк ти ки», расположенный на берегу Обской губы.

Для подачи электроэнергии с месторождения

на побережье построена линия электропередач

напряжением 110 кВ и протяженностью 98 км.

Первый пусковой комплекс ГТЭС мощно-

стью 48 МВт был запущен в августе 2017 года.

На объектах второго пускового комплекса про-

должаются пусконаладочные работы. Суточное

потребление газа на электростанции составля-

ет 220 тыс. м³ в сутки. С вводом в эксплуатацию

второго машинного зала этот показатель увели-

чится до 630 тыс. м³ в сутки.

ГАЗОВЫЕ ПРОЕКТЫ В «ГАЗПРОМ НЕФТИ»

32

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

САМАЯ СЕВЕРНАЯ

Первый и наиболее логичный путь для утили-

зации ПНГ на месторождениях, удаленных

как от газотранспортной инфраструктуры, так

и от сетей электроэнергии, — использование его

на собственные энергетические нужды. На Вос-

точно-Мессояхском месторождении газотурбин-

ная электростанция была введена в эксплуата-

цию в августе 2016 года. Это самая северная ма-

териковая ГТЭС в России. Из-за удаленности

группы Мессояхских месторождений от транс-

портной инфраструктуры материалы и оборудо-

вание для строительства приходилось доставлять

преимущественно по зимним автодорогам. Для

сохранения вечномерзлых грунтов ГТЭС была по-

строена на сваях с системой термостабилизации

в двух метрах над землей.

Мощность электростанции — 84 МВт. Она

обеспечивает электроэнергией объекты добы-

чи нефти и социальную инфраструктуру место-

рождения. Основа ГТЭС — шесть газотурбинных

агрегатов мощностью 14 МВт каждый, способ-

ных работать на природном и попутном нефтя-

ном газе. На ГТЭС построена отдельная система

газоподготовки производительностью 450 ты-

сяч кубометров в сутки, где топливо очищается

от механических примесей, воды и неф тяного

конденсата.

Газотурбинная электростанция Восточно-Мес-сояхского ме-сторождения стала самой се-верной матери-ковой ГТЭС в России

33

ШИНГИНСКИЙ ХАБ

Для утилизации ПНГ с нескольких активов

«Газпромнефть-Востока» в 2016–2017 годах

на Шингинском месторождении был создан га-

зоэнергетический хаб с генерирующими и газо-

транспортными мощностями. Шингинская ГТЭС

номинальной мощностью 24 МВт была введе-

на в эксплуатацию в августе 2016 года. Она обес-

печивает электроэнергией Шингинское место-

рождение и ряд других промыслов «Газпром-

нефть-Востока» в Каргасокском и Парабельском

районах Томской области. Инвестиции в проект

составили 2720 млн рублей. В качестве топлива

на электростанции используется около 70 млн

кубометров ПНГ в год с Шингинского, Западно-

Лугинецкого и Нижнелугинецкого месторо жде-

ний. Запуск электростанции позволил суще-

ственно увеличить показатель утилизации газа

на этих промыслах и довести его до 95%, а так-

же снизить затраты на покупку электроэнергии

и повысить надежность энергоснабжения.

В первом квартале 2017 года здесь же была

построена Шингинская компрессорная станция

производительностью 150 млн кубометров в год.

Через нее газ с Нижнелугинецкого, Западно-Лу-

гинецкого месторождений (а в перспективе так-

же с Урманского и Арчинского) транспортирует-

ся в газопровод Казанское НГКМ — Мыльджин-

ское ГКМ, на установку комплексной подготовки

Мыльджинского газоконденсатного месторо жде-

ния «Томскгазпрома» и далее — в магистраль-

ный газопровод НГПЗ — Парабель — Кузбасс. По-

мимо компрессорной станции проект включает

более 40 км газопроводов, в том числе 35-кило-

метровый газопровод от Западно-Лугинецкого

до Шингинского месторождения. Инвестиции

в создание газотранспортной инфраструктуры

составляют более 2 млрд рублей.

Новые мощности позволят использовать весь

объем углеводородов, добываемых на этих акти-

вах «Газпромнефть-Востока». При этом компания

получает возможность гибко использовать ПНГ:

направлять на генерацию собственной электро-

энер гии или сдавать в газотранспортную систему.

В июне 2017 года началось строительство га-

зопровода, который соединит дожимную ком-

прессорную станцию Урманского месторожде-

ния «Газпромнефть-Востока» с Шингинским га-

зоэнергетическим хабом и газотранспортной

инфраструктурой «Томскгазпрома». Пропускная

способность 100-километровой транспортной

магистрали составит 500 млн м³ попутного неф-

тяного газа в год. Газопровод — часть масштаб-

ного инвестиционного проекта, который по-

зволит достичь 95-процентной утилизации ПНГ

Урманского, Арчинского месторождений и акти-

вов Южно-Пудинского лицензионного участка.

Он также предполагает строительство компрес-

сорных станций и газопровода между Урман-

ским и Арчинским месторождениями. Общий

объем инвестиций в реализацию Урмано-Арчин-

ского проекта превысит 6 млрд рублей.

Газоэнергети-ческий хаб на Шингинском месторождении позволяет опти-мально исполь-зовать попут-ный газ

34

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

ГАЗ ДЛЯ БАГДАДА

Крупный проект по утилизации ПНГ «Газпром

нефть» реализовала и на своем иракском ак-

тиве — месторождении Бадра. Установка

комплексной подготовки газа мощностью

1,6 млрд м³ в год заработала здесь в декабре

2017 года.

Это важный объект не только для месторо-

жде ния с высоким газовым фактором, но и для

энергетики Ирака: газ очень востребован

на иракских электростанциях, которые сегод-

ня зачастую вынуждены работать на сырой неф-

ти, а это дорого и неэффективно. Товарный газ,

подготовленный на УКПГ в Бадре, поставляет-

ся по 100-километровому газопроводу на элек-

тростанцию Аз-Зубайдия, которая снабжает элек-

троэнергией несколько провинций Ирака, в том

числе столицу — Багдад. Газ используется и для

собственной электростанции, которая снабжает

электроэнергией не только объекты месторо жде-

ния и жилой комплекс «Газпром нефть Бадра»,

но и прилегающие населенные пункты.

Кроме сухого товарного газа — метана — здесь

производят и сжиженный углеводородный газ

(СУГ), который используется в Ираке для бытовых

нужд, а также гранулированную серу.

Газовый завод в Бадре — пер-вый проект та-кого масштаба, реализован-ный « Газпром нефтью» за рубежом

ОРЕНБУРГСКИЙ ПРОЕКТ

В декабре 2016 года завершилось строитель-

ство 51-километрового газопровода для транс-

портировки газа с Восточного участка Орен-

бургского нефтегазоконденсатного место-

рождения (ВУ ОНГКМ) на Оренбургский

газоперерабатывающий завод. Пропускная

способность новой магистрали — 5,3 млрд м³

в год. Высокое содержание сероводорода

в газе потребовало использовать материалы

повышенной коррозионной устойчивости

и дополнительные системы для обеспечения

безопасности.

На ВУ ОНГКМ также идет строительство

компрессорной станции, производительность

которой составит 4,8 млрд м³ в год. Ее ввод

позволит в три раза увеличить мощности

установки подготовки нефти и газа на место-

рождении и направить весь добываемый ПНГ

на Оренбургский газоперерабатывающий

завод. В результате уровень полезного исполь-

зования ПНГ здесь также превысит 95%.

35

Уровень рацио-нального ис-пользования ПНГ на место-рождениях ком-пании в Ноябрь-ском регионе достигает 96%

НОВЫЕ ГОРИЗОНТЫ

В 2017 году «Газпром нефть» получила лицензию

на разработку Тазовского месторождения в Яма-

ло-Ненецком автономном округе. Месторожде-

ние представляет собой нефтяную оторочку с га-

зовой шапкой, а это неизбежно означает боль-

шие объемы добычи ПНГ. Запланированная

газовая инфраструктура должна будет обеспе-

чить транспорт газа с месторождения на газопе-

рерабатывающие мощности Заполярного нефте-

газоконденсатного месторождения. Ввод инфра-

структуры запланирован на конец 2020 года.

НОЯБРЬСКИЙ ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПРОЕКТ

Проект по утилизации ПНГ на Вынгапуровской

группе месторождений в Ноябрьском регионе

был реализован «Газпром нефтью» в 2012 году со-

вместно с «СИБУРом». Основной задачей «Газпром

нефти» стала модернизация системы внешнего

транспорта ПНГ с месторождений и строительство

вакуумных компрессорных станций. « СИБУР» же

создал на базе Вынгапуровской компрессорной

станции полноценный газоперерабатывающий

завод, существенно повысив мощности объекта

по приему ПНГ (с 1,65 до 2,4 млрд м³) и выработ-

ке ШФЛУ (более чем в два раза, до 640 тыс. тонн

в год). Сухой отбензиненный газ направляется от-

сюда в магистральный газопровод Уренгой — Че-

лябинск, а также частично используется в каче-

стве топлива для газопоршневой электростанции,

которая обеспечивает заводу полную энергетиче-

скую автономность.

В конце 2016 года завершилось строительство

компрессорной станции на Еты-Пуровском место-

рождении в ЯНАО. КС обеспечивает транспорт ПНГ

с Еты-Пуровского и Валынтойского месторо ждений

на Вынгаяхинскую установку комплексной под-

готовки газа и далее — в магистральный газопро-

вод Уренгой — Челябинск. Строительство объ-

екта длилось два года. Его проектная производи-

тельность — 1,2 млрд м³ газа в год. Помимо самой

КС проект включал строительство установки подго-

товки газа, электроподстанции, а также 9-киломе-

трового газопровода для подключения к газотран-

спортной системе «Газпром добыча Ноябрьска».

Гибкая схема проекта позволяет эффективно пе-

рераспределять потоки ПНГ по основным направ-

лениям использования — переработка (« СИБУР»)

и единая система газоснабжения («Газпром»).

Сегодня средний объем утилизации ПНГ

на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнеф-

тегаза» достигает 96%.

36

ФО

ТО: Р

ОМ

АН

ША

ЛЕ

НК

ИН

, АЛ

ЕК

СА

НД

Р П

ЕТР

ОВ

, СТО

ЯН

ВА

СЕ

В, М

ИХ

АИ

Л М

ОК

РУ

ШИ

Н

№5/152 ИЮНЬ 2018

Газовый фактор

Чуть больше года назад в блоке логистики, переработки и сбыта «Газпром нефти» начал работу Центр управления эффективностью. Он стал ключевым проектом в разработке уникальной для отечественной нефтяной отрасли цифровой платформы, объединяющей нефтепереработку, логистику и сбыт. Сегодня в рамках центра развернуты системы, которые уже по итогам 2017 года дают ощутимый бизнес-эффект по всей цепочке создания стоимости и в целевой модели станут ядром цифровой платформы сегмента downstream Текст: Сергей Орлов

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

В ЦЕНТРЕ СОБЫТИЙ

Предпосылок для создания такой структуры, как

Центр управления эффективностью, накопилась

масса — причем как внутренних, так и внеш-

них. На волатильном рынке нефтепродуктов —

с дополнительным сдерживающим фактором

в виде ограничения доступа к мировому рын-

ку заимствований — внутренняя и внешняя оп-

тимизация бизнеса становится одним из ключе-

вых факторов конкурентоспособности. А если

сюда добавить еще и инструменты цифровиза-

ции, то вполне может случиться прорыв, позво-

ляющий компании не просто упрочить свои по-

зиции на рынке, но и стать его лидером. Это

прекрасно понимали в «Газпром нефти», и необ-

ходимый рывок был сделан. В 2017 году для его

совершения сформировалась наилучшая ситуа-

ция: высокий уровень автоматизации технологи-

ческих процессов, кратное увеличение количе-

ства данных, поступающих с производственных

и логистических объектов, позволили задейство-

вать в схеме управления технологии цифровой

Индустрии 4.0.

Запуская процесс модернизации, в «Газпром

нефти» исходили из того, что максимально опти-

мизационный потенциал позволит реализовать

схема управления цепочкой создания стоимости

как единым активом — от поставок нефти, пе-

реработки и распределения до транспортиров-

ки неф тепродуктов на нефтебазы и конечным

потребителям. Ключевым элементом операци-

онной модели управления сегмента downstream

стал Центр управления эффективностью (ЦУЭ).

Сегодня ЦУЭ занимается интегрированным

календарным планированием от НПЗ до нефте-

баз, формируя оптимальный план производства,

распределения нефтепродуктов, график отгруз-

ки, проводя мониторинг запасов, осуществляя

тем самым управление складскими запасами

на нефтебазах. Годовой оптимизационный эф-

фект от такого подхода оценивается в сумму

порядка 4 млрд рублей.

Для сбора и обработки данных в центре раз-

вернуто озеро данных, в которое стекаются ин-

формационные потоки из всех сегментов ло-

гистики, переработки и сбыта. Хранилище

ИТОГИ ГОДА РАБОТЫ ЦЕНТРА УПРАВЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ: МИЛЛИАРДНЫЙ ЭФФЕКТ И БОЛЬШИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ

38

№5/152 ИЮНЬ 2018

Переработка

39

позволяет организовать постоянный оператив-

ный доступ и эффективную обработку больших

массивов данных с помощью нейросетей и ма-

шинного обучения.

Автоматизация мониторинга и задействова-

ние кросс-функциональных команд позволили

сократить время реакции на отклонения с шести

дней до нескольких часов, а использование про-

двинутых инструментов аналитики дало возмож-

ность проводить глубокий анализ причин откло-

нений и повышать стабильность цепочки добав-

ленной стоимости.

Полностью потенциал Центра управления

эффективностью должен быть реализован

к 2020 году, когда развитие всех систем завершит-

ся формированием единого контура интегриро-

ванного планирования и управления складскими

запасами, произойдет переход к предиктивной

модели управления производством, технологиче-

скими отклонениями и надежностью оборудова-

ния. По плану финансовый результат за счет этих

мероприятий должен был бы составить несколь-

ко миллиардов руб лей в год. Однако, опираясь

на результат работы ЦУЭ в 2017 году (оптимиза-

ционный эффект — 4,7 млрд рублей), специали-

сты «Газпром нефти» предполагают, что 100%-ная

реализация функцио нала центра принесет эф-

фект гораздо больше запланированного.

Ряд проектов, реализуемых на базе Центра

повышения эффективности, можно назвать тех-

нологическими флагманами в цифровой транс-

формации логистики, переработки и сбыта ком-

пании. В частности, таким проектом внутренней

оптимизации стало внедрение автоматизирован-

ной информационной системы (АИС) «Нефтекон-

троль», изначально инициированное в отрасли

государством.

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ДЕЛО

Энергоресурсы — основа российской экономи-

ки. Их точный учет может стать базой для ре-

шения целого спектра задач — от повышения

эффективности их использования до борьбы

с контрафактом. Именно этими соображения-

ми руководствовались в российском правитель-

стве, когда принималось решение о создании го-

сударственной информационной системы топ-

ливно-энергетического комплекса (ГИС ТЭК).

В 2012 году в силу вступил закон «О государствен-

ной информационной системе топливно-энер-

гетического комплекса», определяющий формат

ее функционирования. Контролировать предпо-

лагается абсолютно все виды энергоресурсов —

от угля до атомной энергии, от тепла до энергии

из возобновляемых источников. Однако ГИС ТЭК

стала лишь эволюционным развитием идеи о не-

обходимости контроля производства и транспор-

тировки ключевого для отечественной экономи-

ки энергоресурса — нефти и нефтепродуктов.

Разработкой системы «Нефтеконтроль» россий-

40

№5/152 ИЮНЬ 2018

Переработка

ское Министерство энергетики занялось еще

в 2010 году, а драйвером ее развития среди всех

вертикально интегрированных нефтяных ком-

паний России стала как раз «Газпром нефть», пер-

вой запустив пилот системы в 2011 году.

КОНТРОЛЬНОЕ ПИЛОТИРОВАНИЕ

В принципе, к 2010 году все российские верти-

кально интегрированные нефтяные компании

уже располагали собственными, достаточно раз-

витыми с точки зрения автоматизации система-

ми учета нефти и нефтепродуктов. Однако в си-

стемах контроля движения материальных пото-

ков существовали серьезные разрывы, так как

на каждом участке действовали свои техниче-

ские и нормативные правила и ограничения.

Например, блок upstream интересовал только

путь нефти от промысла к точкам сдачи нефти

в систему магистральных нефтепроводов, в логи-

стике существовали свои инструменты монито-

ринга, у нефтепереработчиков — свои, внутри-

заводские, а сбытовой сегмент работал со своей

системой. Разумеется, все это объединялось об-

щими отчетами, системами управления звенья-

ми цепочки поставок, что в итоге давало доста-

точно объективную картину. Однако и потенци-

ал для оптимизации был очевиден.

Главной задачей стала склейка всех суще-

ствую щих в компании систем учета нефти и неф-

тепродуктов для сбора информации по цепочке

от скважины до заправочной колонки. В рамках

пилота в цепочку были включены Приобское

и Зимнее месторождения в Ханты-Мансийском

автономном округе, Омский и Московский не-

фтеперерабатывающие заводы, две нефтебазы

(в Омске и Калуге), а также АЗС в Центральном

и Сибирском федеральных округах.

Достоверность информации и оперативность

ее получения должна была обеспечить автомати-

зация измерений, а снизить стоимость системы

и упростить обработку данных предполагалось

за счет применения типовых технических реше-

ний. Уже в 2013 году был разработан макет АИС

«Нефтеконтроль-ГПН», который позволял форми-

ровать базу данных для отчетности в ГИС ТЭК

с помощью автоматизированного сбора и кон-

троля информации о движении нефтепродуктов,

причем в периметр оценки попадало и их коли-

чество, и качество. Более того, стало очевидно,

что с помощью такой системы можно не только

фиксировать факт возникновения потерь в ка-

ком-либо из звеньев цепи, но и точно определять

места их возникновения и идентифицировать

причину.

«Нефтекон-троль» позволя-ет прослежи-вать поставки нефтепродук-тов от НПЗ до конечных потребителей

41

НЕФТЕКОНТРОЛЬ

Автоматизированное измерение, сбор и передача данных о количестве и качестве продукции, выявление небалансов

Добывающий актив

Дожимные насосные станции

Резервуарныйпарк

Оперативные узлы учета

нефти

Установка подготовки

нефти

Система налива

в автоцистерны

Пункт сдачи-приема

нефти

Коммер-ческий

узел учета

Топливная колонка

Узел слива

Нефтепровод

Узел слива, экспресс-

анализкачества

Узел сливаУзел измерений

Журнал выявленных инцидентов и необходимых мероприятий

Результаты выполнения мероприятий

Система измерений

массы

Система измерений

массы

Система измерений

массы

Система налива

в автоцистерны

Отгрузка, ж/д, авто

Узел учета

Как это работает

Допустимо до 0,05ОЧИ: 95,2Плотность: 732

ОЧИ: 95,1Плотность: 732

Небаланс Узел учета

–0,253 т13,950 т 13,697 т

Узел учета

Достижения пилотного проекта «Нефтеконтроль — Газпром нефть»Снижение времени обнаружения ошибок в 8 раз

Ручной анализ

АИС «Нефте-контроль»

До внедрения АИС

Доступная для контроляРегистрируетсяОбрабатывается

После внедре-ния АИС

Текущие Планируемые

Доля автоматизации информации, %

Снижение потерь ≈0,5%

20151050

806040200

1,2%1,0%0,8%0,6%0,4%0,2%0,0%

НПЗ АЗСНефтебаза

Заправка транспортаТЗКПереработка нефти

42

№5/152 ИЮНЬ 2018

Переработка

ИН

ФО

ГРА

ФИ

КА

: АЛ

ЕК

СЕ

Й С

ТОЛ

ЯР

ОВ

АИС «Нефтеконтроль» в «Газпром нефти»

в рамках пилотного проекта была создана, опро-

бована и представлена Минэнерго точно в уста-

новленный срок — в 2015 году. Итоги пилотного

проекта «Газпром нефти» Минэнерго одобрило,

что неудивительно: результаты даже превзо шли

ожидания. За счет роста уровня автоматизации

измерений почти вдвое (с 45 до 85%) удалось по-

высить достоверность учета нефти и нефтепро-

дуктов, сократить потери по качеству и коли-

честву. При этом процесс формирования отчет-

ности был очищен от субъективных факторов

(в первую очередь человеческого), что повысило

его точность и прозрачность. Успешно была ре-

шена и одна из ключевых задач проекта — орга-

низация сквозного контроля качества продукта

по всей цепи создания стоимости.

Но на этом оптимизационный потенциал

системы «Нефтеконтроль» не был исчерпан. До-

полнительные возможности принесла с собой

четвертая промышленная революция, предлага-

ющая качественно новый уровень инструмента-

рия для работы с данными.

КОНТРОЛЬ 4.0

Датчики, установленные на установках НПЗ, от-

грузочных терминалах, транспортных магистра-

лях, резервуарных парках нефтебаз, топливоза-

правочных комплексах, раздаточных колонках

АЗС и еще множестве технологических объек-

тов, генерируют огромное количество информа-

ции, которая по любой классификации подпада-

ет под определение big data. А для работы с боль-

шими данными нужны специальные технологии

их сбора, передачи, хранения, обработки и ана-

лиза. «Нефтеконтроль» — географически распре-

деленная система, которая должна обрабатывать

неструктурированные данные — от тегов и доку-

ментов до фото и видео, — пояснил начальник

департамента систем управления блока логисти-

ки, переработки и сбыта «Газпром нефти» Сергей

Овчинников. — В традиционной IT-архитектуре

эффективного решения для этого не было. По-

этому мы использовали открытый стек Apache

Hadoop, то есть развернули систему на базе тех-

нологии, которую применяют ведущие мировые

корпорации, для работы с гигантскими объема-

ми информации».

«Нефтеконтроль» — это действительно целый

блок технологий Индустрии 4.0 в одном флаконе:

интернет вещей для получения данных о дви-

жении, озеро для хранения и обработки разроз-

ненной информации, машинное обучение для

ее анализа и обработки. «Машина обучена фор-

мировать цифровую модель цепочки поставок

от завода до потребителя. В систему заложены

допуски и ограничения, выход за пределы кото-

рых машина идентифицирует как отклонения,

фиксируя информацию в специальном протоко-

ле с уведомлением кросс-функциональной коман-

ды, ответственной за этот участок цепочки, —

рассказал Сергей Овчинников о принципах ра-

боты «Нефтеконтроля», с ноября прошлого года

находящегося в опытной эксплуатации. — На ос-

новании этих записей специальные профильные

рабочие группы расследуют инциденты. В буду-

щем подбором рабочей группы той или иной спе-

циализации будет заниматься искусственный

интеллект — с учетом занятости людей, их про-

фессиональных компетенций и результатов фак-

тической работы. Кроме того, к августу мы пла-

нируем запустить полностью цифровой процесс

разбора и урегулирования отклонений в цифро-

вом формате с накоплением базы знаний. Это по-

зволит автоматизировать типовые рутинные про-

цессы и операции, передать их машине, позволяя

сократить время на принятие решений с несколь-

ких дней до нескольких часов или минут».

По сути, система превращает нефть и нефте-

продукты в умный продукт, о качестве и место-

нахождении которого компания знает на про-

тяжении всего жизненного цикла — от обнару-

жения в недрах земли до бензобака автомобиля.

Кроме того, она выявляет зоны неэффективно-

сти, показывает, какие типовые узлы необходи-

мо корректировать или автоматизировать.

Синергия фундаментальных систем Центра

управления эффективностью — интегрирован-

ного планирования и «Нефтеконтроля» — со здает

новую бизнес модель. Она совершенствует всем

известный цикл PDCA (англ. plan-do-check-act,

«планирование — действие — проверка —кор-

ректировка»), позволяющий не просто повысить

стабильность цепочки добавленной стоимости

компании, но и сократить потери, увеличить опе-

ративность, скорость принятия решений, гаран-

тировать необходимое качество и точное количе-

ство нефтепродуктов конечным потребителям,

иметь гибкость к внешним условиям на рынке

топлив и премиальных нефтепродуктов.

43

— Интегрированное плани-

рование объединяет сразу

несколько сегментов бизнеса

компании — нефтеперера-

ботку, логистику и сбыт.

В чем суть системы? 

— Интегрированный под-

ход подразумевает создание

сквозного плана, объединя-

ющего всю цепочку создания

стоимости. В нашем случае —

от переработки до сбыта.

Такой план минимизирует

риск возникновения несо-

ответствия между спросом

и предложением: компания

производит ровно столько

и таких нефтепродуктов, сколько способна пере-

везти и реализовать и сколько нужно рынку.

Сейчас мы создаем мощную автоматизиро-

ванную систему, которая позволит «Газпром неф-

ти» наиболее эффективно производить, распре-

делять и четко контролировать свои ресурсы.

Она оптимизирует объем переработки, корзи-

ну выработки нефтепродуктов и распределяет

их самым эффективным образом. В конечном

счете целевая система интегрированного плани-

рования повысит качество и оперативность про-

цесса планирования и контроля. 

— А что оказалось наиболее сложным при раз-

работке системы?

—Пока мы не научили нашу систему реагиро-

вать на внешние изменения. Сложность здесь за-

ключается в том, что внешних факторов влия-

ния очень много и как тот или другой скажется

на выполнении плана — большой вопрос. Есть

ситуации, когда вероятное отклонение от плана

с виду выглядит мизерным, но имеет крайне не-

приятные последствия.

Когда мы категоризируем всевозможные со-

бытия, то сможем разработать под них алгорит-

мы автоматической обработки. Пока большая

часть событий отрабатывается вручную, но наша

задача — полностью все автоматизировать.

— На какой срок осуществляется интегриро-

ванное планирование?

— Изначально мы занимались интегрирован-

ным месячным планированием, сейчас расши-

рили горизонт планирования до 3 месяцев. Это

позволило планировать целевые запасы, кото-

рые должна обеспечить календарная система,

максимизировать продажи, минимизировать за-

траты на логистику и переработку, получить до-

полнительный доход от учета динамики ценовой

конъюнктуры рынка.

Кроме того, это позволило начать разработ-

ку системы скользящего интегрированного ка-

лендарного планирования. Это планирование

паспортизации, отгрузки и транспортировки

на 60 суток с ежедневным пересчетом графиков

и расчетом возможных сценариев исходя из по-

ставленных задач. Фундамент для создания такой

системы — большой поток фактической инфор-

мации по цепочке добавленной стоимости. Сей-

час мы занимаемся сбором и систематизацией

этих данных, созданием методик по их обработ-

ке и хранению, что позволит в будущем внедрять

новые элементы управления цепочкой, в част-

ности — искусственный интеллект и предиктив-

ную аналитику.

Первый пилот системы интегрированного

календарного планирования мы протестировали

«МЫ СОЗДАЕМ ЭФФЕКТИВНУЮ СИСТЕМУ ПЛАНИРОВАНИЯ»Автоматизированная система интегрированного планирования — один из ключевых элементов Центра управления эффективностью. О работе над системой, не имеющей мировых аналогов, рассказал начальник департамента интегрированного планирования и контроллинга ЦУЭ Владимир Рефлов

Владимир Рефлов, начальник департамента интегрированного планирования и контроллинга:

ДИАЛОГ

44

№5/152 ИЮНЬ 2018

Переработка

на ОНПЗ — наиболее крупном и автоматизиро-

ванном активе, обладающем просто гигантски-

ми объемами информации.

— Каких результатов позволит добиться

система календарного планирования?

— Она поможет правильно, оперативно и эффек-

тивно управлять жизненным циклом продукта

по всей цепочке добавленной стоимости с уче-

том всех ограничений и возможностей. До этого

компания работала по факту возникновения со-

бытия: спрос менялся, появлялась дополнитель-

ная потребность в нефтепродуктах. После по-

явления новой информации пересчет продук-

та и формирование графиков вручную занимали

три-четыре дня. Сейчас система позволяет про-

считать скорректированный график за две-три

минуты — ни у одной другой российской компа-

нии пока просто нет такой возможности.

Под этот проект была специально сформиро-

вана команда из математиков, экономистов, ме-

тодологов, а также специалистов во всех обла-

стях производственной деятельности. Получи-

лась кросс-функциональная команда, совместно

с которой мы регулярно тестируем формируе-

мые версии системы. Сейчас мы настраиваем

процесс диспетчеризации — почасового графи-

ка на трое ближайших суток, где видны разна-

рядки, график подачи составов, график почасо-

вой паспортизации продукции. Это более тонкая

настройка, позволяющая получить еще большую

прибыль и повысить эффективность цепочки

добавленной стоимости. И календарное, и дис-

петчерское планирование находятся на стадии

разработки.

— Уместно ли говорить в контексте работы

системы планирования о цифровых технологи-

ях, например о предиктивном управлении?

— Разумеется, ведь одна из целей управления це-

почкой целиком — минимизация запасов в ко-

нечных точках продаж. Если продукт лежит

на складах, но не продается, это фактически за-

мороженный капитал. Мы могли бы продать

продукт и пустить деньги от продажи в работу,

но в случае его залежей этот сценарий не рабо-

тает. Управление запасами фактически являет-

ся предиктивным принятием решений: прогноз

о накоплении запасов позволит нам максималь-

но эффективно перераспределить ресурсы на не-

фтебазах и получить дополнительную прибыль.

Если раньше лаг решения составлял двое-трое

суток, то сейчас он занимает минуту. Мы можем

задать разные сценарии при работе системы,

она их быстро просчитает и даст рекомендации,

по какому пути выгоднее всего пойти.

— На каких активах, помимо ОНПЗ, пройдет

тестирование система интегрированного пла-

нирования?

— Сейчас параллельно с опытной эксплуатаци-

ей омской модели началось формирование си-

стемы на МНПЗ. Мы возьмем лучшее на основе

используемой в Омске модели и разработаем но-

вые бизнес-требования, сделав систему в Москве

еще более эффективной и современной. А потом

уже на этой основе подтянем и омскую модель.

Дочерние общества также будут активно вовле-

чены в работу. Отдельно готовится пилотная

система интегрированного планирования для

«Газпромнефть-Аэро». С начала лета она позволит

нам управлять запасами топлива во всех аэро-

портах в режиме реального времени.

Уже интегрировано более 10 информацион-

ных систем дочерних обществ блока логистики,

переработки и сбыта и свыше 1000 объектов —

информация собрана, обработана и загружена

в озеро данных. Понятно, что общая задача еще

глобальнее — к концу 2019 года система подле-

жит тиражированию на весь периметр сегмента

downstream компании.

— Можно ли уже выделить эффекты от экс-

плуатации системы? 

— Время принятия решений за счет автоматиза-

ции процессов, интеграции систем и проактив-

ной работы с данными сократилось до несколь-

ких часов. Кроме того, интегрированное плани-

рование в совокупности с другими системами

Центра управления эффективностью создало

предпосылки для значительного улучшения ос-

новных экономических показателей, исчисляю-

щихся несколькими миллиардами рублей.

В будущем мы ожидаем разные бизнес-резуль-

таты, среди которых — повышение точности про-

цесса планирования по отклонениям и повыше-

ние реализуемости месячных и календарных пла-

нов. Реализация этих задач позволит усилить

позиции компании в отрасли и обеспечить лидер-

ство в вопросе экономической эффективности.

45

Цены на нефть демонстрируют ралли на рынке. Аналитики рассуждают о геополитической напряженности, сланцевой добыче, запасах в США и сделке ОПЕК, но неформально сходятся на том, что корректные долгосрочные прогнозы цены на нефть невозможны Текст: Петр Шмелев

ЦЕНОВАЯ ПОЛИТИКАЦЕНЫ НА НЕФТЬ: ФАКТОРЫ, ТЕНДЕНЦИИ, ПРОГНОЗЫ

Почти все знают, что такое нефть и для

чего она нам нужна, но как образует-

ся стоимость нефти — большой во-

прос для широкой общественности,

так как ценообразование на черное

золото ушло далеко от понятной зависимости

спроса и предложения.

Американский экономист Фредерик Уильям

Энгдаль отмечал, что еще с 1980-х торговля сы-

рой нефтью перестала быть делом покупателей

и продавцов. Цены на нефть ежедневно стали

определяться не фактическими заказами на по-

ставку сырья, а спекуляциями на нефтяных фью-

черсах. По сути, это ставки на цену нефти через

46

№5/152 ИЮНЬ 2018

Тенденции

30, или 60, или 90 дней. По актуальным оценкам,

спекулянты фьючерсами (банки и хедж-фонды),

которые не заняты добычей, транспортировкой

или переработкой нефти, составляют более 80%

энергетического фьючерсного рынка, тогда как

в начале 2000-х их доля не превышала 30%.

«Мировая экономика живет по тем ценам

на углеводороды, которые устанавливаются

на крупнейших торговых площадках в Лондоне

и Чикаго. В том-то и заключается фокус, что стои-

мость черного золота, которая может за короткое

время привести к банкротству огромные корпо-

рации и даже страны, в целом может устанавли-

ваться крупнейшими финансовыми института-

ми в ручном режиме», — констатировал Фреде-

рик Энгдаль.

ТАКАЯ РАБОТА

Однако и спекуляции должны иметь под собой

какую-то почву. Спекулянты не могут жить в про-

тиворечии с фундаментальными факторами,

но работают в основном с краткосрочными об-

стоятельствами, которые даже в виде слухов мо-

гут влиять на цену. По сути, задача крупных спе-

кулянтов — вывести цены на высокий уровень

для привлечения более мелких инвесторов, за-

фиксировать прибыль, а затем продлить паде-

ние цен и вновь начать покупать.

«Крупные спекулянты при помощи манипу-

ляции психологическими факторами, которые

влияют на рынок краткосрочно, снижают цены

до предела, скупают как физический товар, так

и контракты на поставку нефти, — отмечает ге-

неральный директор «ИнфоТЭК-Терминала»

Рустам Танкаев. — И в тот момент, когда они пол-

ностью реализуют свои программы закупки, они

начинают работать на повышение цен на нефть

на мировом рынке, чтобы на пике реализовать

накопленные фьючерсы и накопленную нефть».

Крупные спекуляции с нефтью состоялись

в 2007–2008 годы, тогда цены выросли более чем

в два раза и дошли до $147,27 за баррель. Одни

аналитики пытались объяснить рост повышени-

ем спроса и стабилизацией добычи, другие кон-

статировали спекуляции. Комиссия по торговле

товарными фьючерсами США ( Commodity Futures

Trading Commission, CFTC) провела расследова-

ние и установила, что 81% контрактов на нефть

на Нью-Йоркской товарной бирже торговались

крупными финансовыми компаниями в интере-

сах своих клиентов или самостоятельно. Тогда же,

в июне 2008 года, известный спекулянт Джордж

Сорос призвал американских законодателей огра-

ничить институциональных инвесторов, кото-

рые надувают пузырь на сырье вых рынках. Спе-

кулятивный пузырь действительно лопнул: цены

за несколько месяцев упали до $33,2 за баррель,

но потом выросли и оставались на высоких уров-

нях до 2014 года, когда на рынке случились фун-

даментальные изменения.

ФУНДАМЕНТ РОСТА

Относительно фундаментальных основ стоимо-

сти нефти консенсус есть: это обеспеченность

гео логическими запасами, предложение и спрос

на рынке, а также динамика издержек при добы-

че и транспортировке.

47

Мировой спрос на нефть стабилен, а предло-

жение ограничивают многие обстоятельства —

от сделки ОПЕК до геополитических проблем

и обострений в различных нефтедобывающих

регионах. Кроме того, открывать новые место-

рождения все сложнее, фактически необходи-

мые мировой экономике объемы нефти дают

совсем старые месторождения и устаревающие

мегаместорождения. Инвестиции в геологораз-

ведку в мире снижаются, нефтяные компании

по всему миру сосредоточены на эффективности

и контроле затрат для поддержания прибыли.

Исключение — сланцевая промышленность

США, но и у нее есть проблемы. Американские

нефтекомпании, специализирующиеся на добы-

че сланцевой нефти, по-прежнему тратят боль-

ше денег, чем зарабатывают, даже когда цены

на нефть растут. Из двадцати компаний, которые

при добыче используют метод гидроразрыва пла-

ста (что влияет на себестоимость добычи), толь-

ко пять смогли получить больше, чем потратили

в первом квартале 2018 года, сообщает The Wall

Street Journal. Сланцевая добыча в США растет

так быстро, что компании испытывают все боль-

ше проблем, говорится в отчете Goldman Sachs:

нефтепроводы, по которым нефть доставляется

на переработку и в экспортные терминалы на по-

бережье Мексиканского залива, загружены под

завязку. Поэтому значительно увеличить постав-

ки нефти конечным потребителям не получает-

ся. Три новых нефтепровода мощностью 1,9 млн

баррелей в день планируется ввести в эксплуа-

тацию только в 2019 году. Гендиректор трансна-

циональной нефтегазовой компании BP Роберт

Дадли считает, что рост добычи сланцевой неф-

ти в США и традиционной нефти в странах ОПЕК

приведет к снижению цен на мировых рынках.

Глава BP ожидает снижение стои мости черно-

го золота до 50–65 долларов за баррель. Вероят-

но, эта цена в ближайшем будущем устроит США

с точки зрения перспектив сланцевой добычи.

Внутренняя добыча в Китае с начала текуще-

го года снижается, ожидается дальнейшее паде-

ние. При этом рост спроса Китая на энергоно-

сители троекратно опережает среднемировой.

Снижают собственную добычу также Индия,

Индонезия и другие азиатские страны с высо-

ким уровнем экономического роста и потребле-

ния нефти, это основные драйверы роста спроса

на нефть в ближайшие десятилетия.

СПРАВКА

ДИНАМИКА НЕФТЯНЫХ ЦЕН В 2014–2018 ГОДЫ

В ЯНВАРЕ–АВГУСТЕ 2014 ГОДА средняя цена на нефть марки Brent составляла $107,75 ЗА БАРРЕЛЬ. В конце лета отмечалось падение спроса на топливо в США и Китае. При этом возникло избыточное предложе-ние из-за значительных уровней добычи нефти в США и высоких объемов экспорта из Саудовской Аравии. Также в конце августа возобновились по-ставки нефти из Ливии, прерванные из-за граждан-ской войны.

11 СЕНТЯБРЯ 2014 ГОДА Международное энергетиче-ское агентство (МЭА) понизило прогноз мирового спроса на нефть. После этого началось падение ее цены. Тенденция укрепилась в начале октября, после снижения Международным валютным фон-дом (МВФ) прогноза роста мировой экономики В 2014 ГОДУ — С 3,4 ДО 3,3%, а также на фоне нега-тивного прогноза Управления энергетической ин-формации США по уровню спроса на нефть.

9 ОКТЯБРЯ 2014 ГОДА цена на нефть Brent опусти-лась НИЖЕ $90 ЗА БАРРЕЛЬ. Падение цен продолжи-лось после того, как МЭА во второй раз ухудшило прогноз по спросу на нефть. Также важным факто-ром падения стала неготовность стран ОПЕК дого-вориться о сокращении добычи. 31 ДЕКАБРЯ 2014 ГОДА котировки достигли $55,27, а за год цены на нефть снизились НА 51%.

5 ЯНВАРЯ 2015 ГОДА цены на Brent упали НИЖЕ $50. В конце ЗИМЫ 2015 ГОДА началось временное вос-становление котировок, и максимальное значение цены Brent было зафиксировано 13 МАЯ — $66,33. Падение возобновилось в июле, что было вызвано кризисом на фондовом рынке в Китае, планами Ирана по увеличению экспорта нефти после снятия санкций и данными о том, что в США продолжают вводить в строй новые добывающие мощности. Уже В АВГУСТЕ 2015 ГОДА цены упали ниже уровня В $50 ЗА БАРРЕЛЬ. 4 ДЕКАБРЯ 2015 ГОДА страны ОПЕК вновь отказались снижать квоты на добычу нефти. Через несколько дней цены опустились НИЖЕ $40. По итогам предновогодних торгов 31 ДЕКАБРЯ 2015 ГОДА на Лондонской бирже цена на нефть составила $36,8. Спад котировок за год соста-вил 33,5%.

48

№5/152 ИЮНЬ 2018

Тенденции

21 ЯНВАРЯ 2016 ГОДА цена упала до рекордной с 2003 ГОДА отметки — $27,5. Постепенный рост начался только весной. Он объяснялся небольшим уменьшением объемов добычи нефти и начавшими-ся переговорами между ОПЕК и другими нефтедо-бывающими странами о стабилизации цен. 7 МАРТА 2016 ГОДА была вновь преодолена отметка в $40 ЗА БАРРЕЛЬ, 26 МАЯ — в $50.

30 НОЯБРЯ 2016 ГОДА на встрече в Вене (Австрия) члены ОПЕК договорились с Россией и рядом других нефтедобывающих стран о сокращении добычи нефти НА 1,8 МЛН БАРРЕЛЕЙ по сравнению с уровнем октября 2016 ГОДА. Соглашение продлевалось 25 МАЯ И 30 НОЯБРЯ 2017 ГОДА, оно действует до кон-ца 2018 ГОДА. Достигнутые в Вене договоренности способствовали росту нефтяных цен и стабилизиро-вали рынок. 31 ДЕКАБРЯ 2016 ГОДА стоимость барре-ля достигла $55, установив годовой рекорд. По ито-гам года рост нефтяных котировок составил 52,4%.

В 2017 ГОДУ стоимость нефти кратковременно сни-жалась ДО $44, но из-за ураганов, нарушивших

добычу нефти в Мексиканском заливе и приведших к снижению запасов США, котировки возобновили рост. 16 АВГУСТА цена на нефть закрепилась на уров-не ВЫШЕ $50. В ОКТЯБРЕ 2017 ГОДА укреплению котировок способствовали рост спроса на топ ливо, а также нестабильность в Иракском Курдистане. 31 ДЕКАБРЯ баррель Brent торговался на уровне $66,5. Таким образом, по итогам 2017 ГОДА нефть выросла в цене НА 22%.

Впервые С ДЕКАБРЯ 2014 ГОДА уровень цен В $70 был достигнут 11 ЯНВАРЯ 2018 ГОДА. Рост цен в начале года аналитики объясняли действием соглашения ОПЕК+ и прогнозируемым ростом спро-са на топливо. 24 АПРЕЛЯ 2018 ГОДА котировки Brent превысили очередной психологический рубеж — $75. Поводом к очередному росту послужили заяв-ления президента США о выходе из ядерной сделки с Ираном.

по материалам «ТАСС-Досье»

0

20

янв.70

Преобладание контрактныхпоставок саудовской нефти

Иранская революция.Свержение шаха Ирана

Ирано-иракская война Резкое

снижение цен под

влиянием избытка

предложения

Саудовские производителиотказываются от ограничений

добычи, свободные объемы поставок на биржи

Рост цен под влиянием ограничения поставок.

Быстрое расширение спроса.ОПЕК принуждает сокращать

добывающие мощности.Низкие производственные

запасы

Забастовки на нефтедобывающихпредприятияхи повышениеналогов на добычуи экспорт нефтив Венесуэле

Масштабныеинвестициифинансовыхрынковв нефтяныеконтрактына разницу

Война судного дня.Эмбарго 1973 годана арабскую нефть

Конецвойны

в Заливе

Иранвторгается

в Кувейт

Азиатскийэкономический

кризис Цены снижаютсяпосле атаки

11 сентября 2001 года

Коллапс цен подвлиянием кризиса

и сокращения спроса. Избыток

предложениянефти. Нарушения

ограничений ОПЕК

Резкий ростдобычи нефти,

в том числеи за счет

сланцевойреволюции,

и замедлениероста спроса

в Китаеи Европе

янв.72

янв.74

янв.76

янв.78

янв.80

янв.82

янв.84

янв.86

янв.88

янв.90

янв.92

янв.94

янв.96

янв.98

янв.00

янв.02

янв.04

янв.06

янв.08

янв.10

янв.12

янв.14

янв.16

янв.18

40

60

80

100

120

Внешние факторы, повлиявшиена динамику цен на нефть (1970–2018 годы)

49

В ОЖИДАНИИ ДЕФИЦИТА

По оценке Международного энергетического

агентства (МЭА), в 2017 году общемировой спрос

на нефть вырос на 1,6% и это в два раза выше

среднего годового показателя за последние десять

лет. Как отмечает агентство, такие показатели

не случайность, причина в ускорении глобально-

го экономического роста. К концу года среднесу-

точное потребление нефти в мире может повы-

ситься на 1,5 миллиона баррелей. Аналитики

Bank of America Merrill Lynch не исключают воз-

вращения цен на нефть к отметке в $100 за бар-

рель на ожиданиях дефицита на мировом рынке:

в текущем году дефицит может достичь 630 тыс.

баррелей в сутки, а в следующем — 300 тыс. бар-

релей в сутки.

Однако четыре анонимных источника

в ОПЕК недавно сообщили Reuters, что связыва-

ют текущий рост цен на нефть с геополитиче-

ской напряженностью, а не с реальным дефи-

цитом предложения. Собеседники агентства от-

метили, что в Саудовской Аравии не считают

текущий спекулятивный взлет цен основанием

для увеличения добычи странами ОПЕК. «В та-

кой динамике нефтяных цен также виновата ге-

ополитика: обострение ситуации в Сирии и спе-

куляции относительно сделки с Ираном двигают

цены вверх, — соглашается начальник управле-

ния инвестиций «Райффайзен Капитала» Влади-

мир Веденеев. — Такая цена не выглядит оправ-

данной. На наш взгляд, коррекция нефтяных цен

на 7–10% вниз неизбежна и может случиться, ска-

жем, уже при появлении конкретики по иран-

скому вопросу (независимо от его решения)».

Дефицит предложения пока лишь ожидает-

ся вместе с политическими рисками. Самый за-

метный фактор — выход США из ядерной сделки

с Ираном, возможные санкции приведут к резко-

му снижению экспорта иранских углеводородов.

Сейчас Иран добывает 3,8 млн баррелей нефти

в сутки, 2,4 млн баррелей уходит на экспорт.

В 2012 году, когда против Ирана вводились оче-

редные санкции, экспорт упал на 1,2 млн барре-

лей в сутки. Гендиректор BP признает, что выход

США из иранского ядерного соглашения создал

значительную неопределенность на рынке.

Другой существенный риск — проблемы

в нефтяном секторе Венесуэлы. The Wall Street

Journal обращает внимание на то, что американ-

ская ConocoPhillips выиграла суд по делу о ком-

пенсации национализированных в 2008 году

По оценке МЭА, в 2017 году общемировой спрос на нефть вырос на 1,6%, и это в два раза выше среднего годового показателя за последние десять лет

Росту цены на нефть спо­собствует усугуб ление проблем в неф­тяном секторе Венесуэлы

50

№5/152 ИЮНЬ 2018

Тенденции

GE

TT

Y IM

AG

ES

, ТА

СС

Венесуэлой активов на $2 млрд, их теперь соби-

раются изъять у венесуэльской национальной

компании Petrо�leos de Venezuela, S. A. (PdVSA)

в виде НПЗ, нефтехранилищ и танкеров в Кариб-

ском бассейне. Так PdVSA лишится возможности

перерабатывать часть добытой тяжелой нефти

в легкие экспортные сорта. По прогнозам анали-

тиков, экспорт может упасть на 500 тыс. барре-

лей в сутки при текущем ежесуточном объеме

венесуэльского экспорта в 1,4 млн баррелей.

«Мы видим, что спрос растет, мы видим, что

производители сланцевой нефти, хоть и наращи-

вают добычу, не в состоянии покрыть рост спро-

са, мы видим с вами определенную санкцион-

ную активность со стороны США, я имею в виду

Иран и, возможно, Венесуэлу. Это все те факто-

ры, которые, безусловно, повлияют на нефть, —

отметил в интервью телеканалу «Россия 24» пред-

седатель правления «Газпром нефти» Александр

Дюков. — И когда мы говорим о цене $80, то эта

цена включает надбавку за риск возможного по-

явления дефицита на рынке или каких-то пере-

боев поставок. То есть санкции еще только будут

введены через какое-то время, а рынок уже оце-

нил этот риск».

Также в рамках пресс-конференции

на ПМЭФ-2018 Александр Дюков предположил,

что цена на нефть будет в ближайшее время од-

нозначно выше 60 долларов за баррель. «При

этом нужно учитывать, что в 2019–2020 годах бу-

дет работать еще один фактор. В 2015, 2016 году,

в период низких цен, нефтяные компании очень

мало инвестировали в разведку и добычу», —

сказал топ-менеджер журналистам.

Действительно, ожидания дефицита подогре-

ты сообщением Минэнерго США о сокращении

запасов: минус 1,4 млн баррелей нефти, 3,8 млн

баррелей бензина и 0,1 млн баррелей дистилля-

тов. Международное энергетическое агентство

сообщило, что общие запасы в странах Органи-

зации экономического сотрудничества и разви-

тия (ОЭСР, международная экономическая орга-

низация развитых стран, признающих принци-

пы представительной демократии и свободной

рыночной экономики) снизились до минимума

с 2015 года — до 2,849 млрд баррелей.

Любопытно, что высокие цены на нефть сти-

мулируют и развитие альтернативной энерге-

тики и электротранспорта, что, в свою очередь,

потенциально снижает спрос на нефть. По све-

жему прогнозу Международного энергетическо-

го агентства, к 2040 году в мире будет продано

150 миллионов электромобилей, ОПЕК ожидает

даже 226 миллионов.

Крупные спеку­лянты способны серьезно повли­ять на нефтя­ные цены в кра­ткосрочном периоде

51

До недавнего времени стратегия развития информационных технологий «Газпром нефти» опиралась на использование

в компании лучших решений от лидеров IT-индустрии. Это позволило создать развитый IT-ландшафт, охватывающий все

основные направления деятельности компании. Сегодня IT-специалисты «Газпром нефти» готовы пойти дальше и начать создавать собственные разработки, не имеющие аналогов в мире

Текст: Александр Никоноров

ДВИГАТЕЛЬ ИННОВАЦИЙ

В «ГАЗПРОМ НЕФТИ» ВНЕДРЯЮТСЯ ИННОВАЦИОННЫЕ РАЗРАБОТКИ В СФЕРЕ IT

Поиск, разработка и внедрение иннова-

ционных технологий способны дать биз-

несу существенные конкурентные преи-

мущества. И такие решения в «Газпром

нефти» уже создают. Ежегодно ком-

пания получает десятки свидетельств Роспатента

на собственные IT-разработки. Отличительная осо-

бенность создания инновационных решений состо-

ит в том, что они появляются на свет не как итог

классической проектной деятельности.

Что это означает? Для традиционного решения,

разрабатываемого под нужды бизнеса, функцио-

нальные и бизнес-требования определены заранее.

Это позволяет достаточно точно описать задачи, ко-

торые должны выполнить разработчики, опреде-

лить сроки и бюджет проекта. Более того, после того

как проект стартовал, любое отклонение от сроков,

бюджета и запланированного результата считается

неудачей. Такова принятая практика.

В случае с инновационным проектом ситуация

выглядит иначе. Здесь проектная команда чаще все-

го имеет дело с какой-то неопределенностью. На-

пример, неизвестно, может ли недавно появившая-

ся технология решить конкретные бизнес-задачи.

При таком наборе исходных данных использовать

методику типовых подходов к реализации проектов

нельзя — слишком велики риски получения отри-

цательного результата, пустой траты средств и вре-

мени дорогостоящих специалистов.

Но новаторы должны иметь право на ошибку.

И оно обычно закладывается не в традиционную

проектную деятельность, а в проведение научно-ис-

следовательских и опытно-конструкторских работ

(НИОКР). НИОКР относятся к категории специаль-

ного типа проектов, выполнение которых позволя-

ет минимизировать неизбежные риски создания

инновационных решений.

В «Газпром нефти» комплексный подход к  НИОКР

в области информационных технологий начал фор-

мироваться в 2016 году. Первый портфель проек-

тов включал в себя лишь несколько пилотов, кото-

рые были успешно проведены на базе технопарка

в ИТСК*. В прошлом году портфель НИОКР расши-

рился до 17 проектов. Большая часть из них была

52

№5/152 ИЮНЬ 2018

Цифровизация

53

* ИТСК — крупнейший IT-интегратор и постав-

щик информационно-технологических услуг для

предприятий ТЭК и промышленности в России.

Специализация компании: корпоративные систе-

мы управления, разработка программного обеспе-

чения, информационные технологии, инфраструк-

тура и связь.

посвящена исследованиям применимости в биз-

несе «Газпром нефти» таких перспективных тех-

нологий, как прогнозная аналитика, промыш-

ленный интернет, виртуальная и дополненная

реальность, озера данных и машинное обучение.

На 2018 год запланировано выполнение уже

около 100 НИОКР-проектов. С учетом растущего

масштаба этой деятельности в компании создан

совет по НИОКР департамента информационных

технологий «Газпром нефти».

ВОДИТЕЛЬ ПОД КОНТРОЛЕМ

Одним из интересных проектов НИОКР, выпол-

ненных в 2017 году, стало исследование возмож-

ностей использования инновационных техноло-

гий видеоанализа для повышения безопасности

работы автотранспорта на площадках компании

и контроля действий водителей.

Участники НИОКР-проекта изучили целый

спектр решений, использующих элементы ком-

пьютерного зрения, машинного обучения, ис-

кусственного интеллекта и построения искус-

ственных нейросетей. На основе выбранной тех-

нологии Body Track проектная команда создала

прототип системы видеоанализа.

Полученное решение позволяет обрабаты-

вать информацию с автомобилей, оснащенных

«Газпром нефть» поставила перед собой цель стать лидером отрасли в области иннова-ций. Ежегодно мы регистрируем в Роспатен-те десятки IT-систем собственной разработки, уделяем большое внимание защите интел-лектуальной собственности, представляю-щей огромную ценность. Чтобы сохранить набранный темп развития, мы начали зани-маться НИОКР. Эта деятельность имеет важ-ное значение, поскольку ее результаты помо-гут нам выйти на более высокий уровень, где компания не просто использует, адапти-рует и внедряет продукты на основе суще-ствующих технологий, а сама активно уча-ствует в определении векторов развития IT для нефтяной отрасли и способствует даль-

нейшему совершенствованию IT-ландшафта. Такой подход обес печивает бизнесу компании существенные конкурентные преимущества не только на российском, но и на международном рынке, где IT-технологии оказы-вают все более серьезное влияние на эффективность производственной деятельности. Кроме того, наличие собственных компетенций в области создания инноваций положительно влияет на имидж «Газпром нефти» как среди коллег по отрасли, так и в смежных сферах.

КОММЕНТАРИЙ

Константин Кравченко, руководитель департамента информационных технологий, автоматизации и  телекоммуникаций «Газпром нефти»:

двусторонними видеорегистраторами, распозна-

вать силуэты и движения людей, автоматически

определять, какие из действий водителя являют-

ся верными или неверными. Например, система

способна по положению тела водителя и его дви-

жениям определить разговор по мобильному те-

лефону во время вождения и проинформировать

диспетчера о нарушении.

Технологию в перспективе можно будет ис-

пользовать также для контроля технологических

процессов с участием человека, анализа дей-

ствий персонала по заранее определенным алго-

ритмам, поиска сотрудников и анализа их пове-

дения на промышленных площадках, быстрого

определения и предотвращения действий, веду-

щих к чрезвычайным ситуациям на объектах.

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ ПОМОЩНИК

Проект «Агата» стал первым случаем примене-

ния технологии machine learning для корпора-

тивных функций «Газпром нефти». Основная

цель НИОКР-проекта — изучение использова-

ния технологий машинного обучения в работе

функции финансового контроля. Интеллектуаль-

ный помощник кредитного контроллера «Агата»

прогнозирует вероятность возникновения про-

срочки платежа у контрагента на основе анализа

больших массивов данных, используя при этом

технологии машинного обучения.

Помимо исследовательских задач в области

управления данными и разработки прогнозных

моделей участники пилотного проекта отрабаты-

вают организационные аспекты реализации та-

кого типа решений и формируют технические

требования для последующего создания «песоч-

ницы» по тестированию инновационных разра-

боток в сфере прогнозной аналитики.

Для анализа и обучения «Агата» использует

как внутренние данные компании, так и сведе-

ния из любых внешних источников, в том числе

интернет-статистику, социальные сети, новост-

ной фон, данные рынков, экономические про-

гнозы, судебные базы и так далее, для определе-

ния скрытых корреляций между фактом непла-

тежа и внешней информацией.

В настоящее время НИОКР-проект завершен

и передан IT-службе для дальнейшего форми-

рования технического задания и создания про-

мышленной версии системы, которая должна

быть введена в эксплуатацию в 2020 году. Ожида-

54

№5/152 ИЮНЬ 2018

Цифровизация

СПРАВКА

ЭТАПЫ НИОКРПроект НИОКР начинается с анализа имею-щихся неопределенностей, а заканчивается проработанными требованиями техническо-го задания, что дает возможность присту-пить к внедрению инновационного решения по стандартной методике.Обычно работы в рамках НИОКР разделяют-ся на несколько фаз — для более высокого контроля над результатами и снижения возможных рисков. Ключевое деление здесь — на НИР и ОКР, то есть на научно-ис-следовательские и опытно-конструкторские работы.Сначала проводятся так называемые поиско-вые НИР, которые позволяют изучить теку-щую ситуацию в заданной сфере, определить подводные камни, тенденции, а также рассмотреть имеющиеся на рынке решения, если такие существуют, и понять, что из уже созданного может быть использовано или доработано для дальнейшего применения.

Далее следуют теоретические и эксперимен-тальные изыскания для определения техни-ческой возможности создания нового продукта. На этом этапе формируется кон-цепция решения, уточняются требования, рассчитываются ожидаемые выгоды, а также может быть разработан макет или прототип системы. Важно, что итогом исследований могут быть также просто выводы, в том числе отрицательные, например, о том, что иссле-дуемая технология для решения бизнес-за-дачи не применима. Опытно-конструкторские работы (ОКР) — это этап разработки конструкторской и техноло-гической документации на опытный образец, его изготовление и испытание. На данном этапе проводятся мероприятия по защите интеллектуальной собственности, получение патента на решение образца. Если все этапы НИОКР прошли успешно, разрабатывается промышленный образец и начинается пилотное внедрение.

ется, что применение «Агаты» и технологий ма-

шинного обучения, заложенных в ней, позво-

лит с высокой точностью прогнозировать веро-

ятность текущих и будущих неплатежей и даже

банкротств контрагентов, что минимизирует фи-

нансовые рис ки «Газпром нефти» в работе с ее

многочисленными партнерами.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПРЕДЕЛ

Цифровые технологии в добыче помогают повы-

сить эффективность процесса. Одним из НИОКР-

проектов сегмента upstream стало изучение

оптимальных методов построения моделей,

дающих лучшее качество при прогнозировании

технического предела работы скважинного

оборудования.

Предпосылкой для проведения исследования

стало то, что к настоящему времени в «Газпром

нефти» накоплены большие объемы информа-

ции о статистике остановок скважинного обору-

дования, в которых можно обнаружить статисти-

чески значимые закономерности, неочевидные

для обычного анализа информации. Эти данные

могут быть использованы для построения более

точных и хорошо интерпретируемых прогности-

ческих моделей. При этом традиционные мето-

ды прогнозирования не дают требуемого эффек-

та, поскольку на работу скважинного оборудо-

вания влияет множество факторов, которые

сложно учесть при составлении прогнозов.

По итогам исследования были отобраны

и рекомендованы для дальнейшего использо-

вания две модели, удовлетворяющие критери-

ям качества. Их разработчиками выступили

российские компании Naumen — производи-

тель ПО, постоянный участник и призер кон-

курса «Газпром нефть Innovation Challenge», —

а также Conundrum AIaaS, специализирующаяся

на создании интеллектуальной платформы для

решения задач Индустрии 4.0.

Примером возможного применения этих

моделей может стать анализ информации о кон-

кретных типах насосов, полученной с различных

месторождений компании, находящихся за сот-

ни километров друг от друга и работающих в раз-

ных погодных и температурных режимах, что

55

даст комплексное представление об их предель-

ном ресурсе для того или иного месторождения.

ВИРТУАЛЬНАЯ РЕАЛЬНОСТЬ

Важное направление, где к использованию тех-

нологий Индустрии 4.0 прибегают все чаще, —

обучение персонала. В «Газпром нефти» в рамках

НИОКР-проекта были разработаны прототипы

решений для обучения персонала с использо-

ванием технологий виртуальной реальности:

развернута виртуальная кустовая площадка и ре-

ализовано несколько производственных и ава-

рийных сценариев. Эти прототипы будут исполь-

зованы при создании в будущем решения — кон-

структора учебных курсов в VR.

Анализ запросов и ожиданий бизнеса пока-

зал, что данные технологии особенно востребо-

ваны в области подготовки персонала — там, где

речь идет об отработке специальных навыков

при работе на опасных и удаленных производ-

ственных объектах — месторождениях, нефтепе-

рерабатывающих заводах и нефтебазах.

На 2018 год запланирована реализация цело-

го ряда НИОКР-инициатив по развитию корпора-

тивных VR-решений — разработки и тестирова-

ния VR-платформ, по результатам которых будет

принято решение о внедрении корпоративных

технологий для управления обучением с приме-

нением виртуальной реальности.

ЮРИСТАМ НА ЗАМЕТКУ

Еще одно инновационное решение для корпора-

тивных функций — семантический анализ юри-

дически значимых документов. Целью проекта

стали поиск и проверка технологий, которые да-

дут юристам компании возможность делать вы-

борку юридических прецедентов более релевант-

ной, а также делать прогноз рассмотрения дел

в судах.

При разработке решений были использова-

ны технологии поиска с встроенным инструмен-

том текстового анализа механизмов извлечения,

ABBYY Compreno — система лингвистического

анализа текстов, основанная на фундаменталь-

ном описании языка и машинном обучении, —

а также нейронная сеть doc2vec.

Эти технологии позволяют анализировать

российскую и международную практику юриди-

IT-НИОКР в «Газпром нефти»

2016

42017

172018

НИОКР-проекты по годам

96

Big data/Машинное обучение

Оптимизация в реальном времени, real time optimization (RTO)

Мультиагентныетехнологии

Виртуальная реальность (VR)

Семантическийанализ

Дополненная реальность (AR)/

носимыеустройства

Промышленный интернет (IIoT)

Блокчейн/Смарт-контракты

Видеоаналитика

Роботизация процессов

Беспилотныйтранспорт

3D-печатьКибербезопасность Платформа цифрового производства

Основные направленияНИОКР-проектов

56

№5/152 ИЮНЬ 2018

Цифровизация

GE

TT

Y IM

AG

ES

ческих решений по различным судебным или ад-

министративным делам, представляющим инте-

рес для работы юристов «Газпром нефти». Анализ

прецедентов и статистики принятия решений

по ним призван повысить эффективность про-

работки документов компании, в том числе для

разрешения юридических споров.

В этом году уже запущен IT-проект для реали-

зации полномасштабного решения в периметре

компании.

БЛОКЧЕЙН В ДОРОГУ

«Газпром нефть» стала одной из первых промыш-

ленных компаний, которые нашли применение

такой экзотической технологии Индустрии 4.0,

как блокчейн, опробовав ее в логистике. Новый

проект затронул анализ применимости техноло-

гии блокчейн и криптовалют в процессах дирек-

ции региональных продаж, занимающейся раз-

витием сети АЗС «Газпромнефть» и мелкооптовы-

ми поставками топлива.

В ходе выполнения проекта было сформи-

ровано восемь инициатив, две из которых при-

знаны перспективными для дальнейшего изу-

чения и реализации, а еще три — потенциально

перспективными. Так, высокий приоритет от-

дан идее разработки электронной торговой пло-

щадки и процессов клиринга расчетов между

участниками процесса мелкооптовых продаж до-

черних обществ, а также созданию IT-решения

по контролю логистической цепочки поставок

нефтепродуктов.

Потенциально перспективными эксперты по-

считали внедрение программы лояльности с ис-

пользованием технологии блокчейн и примене-

ние блокчейна в создании автоматизированно-

го рабочего места метролога. Также технологию

можно применить для разработки системы элек-

тронного голосования для акционеров дочерних

обществ компании. А вот идея о проведении рас-

четов на АЗС в криптовалюте пока не получила

одобрения специалистов компании.

По итогам проекта разработана дорожная

карта реализации перспективных инициатив

на 2018 год. Уже летом этого года планируется за-

вершить проработку концепций решений по пер-

вым двум проектам, а по остальным трем работы

намечено провести во второй половине года.

Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) в процессе создания IT-решений

Промышленная эксплуатацияКоммерциализация решения

Инновационныйзапрос/предложение

ТЗ на макет ТЗ на опытныйобразец

ТЗ на рыночный образец

Поисковый НИР

Формирование концепции решения

Макетирование

Разработка макета/прототипа

Уточнение требований к решению

Планирование коммерциализации

Опытное производство

Производство опытного образца решения

Проведение мероприятий по защите интеллектуальной собственности

Создание продукта

Вывод на рынок

Пилотное внедрение

Пилотная эксплуатация

Развитие/улучшение опытного образца

Промышленная эксплуатация

Промышленная эксплуатация

Развитие/улучшение решения

Создание продукта

ИДЕЯ КОНЦЕПЦИЯ МАКЕТ ОПЫТНЫЙ ОБРАЗЕЦ

РЫНОЧНЫЙ ПРОДУКТ

ТЗ на промышленный образец

ПРОДУКТ

Научно-исследовательские работы Опытно-конструкторские работы

РЕШЕНИЕ

57

ИН

ФО

ГРА

ФИ

КА

: ТАТ

ЬЯ

НА

УД

АЛ

ОВ

А

«Газпром нефть» начала продажи в России бензина под брендом G-Drive с октановым числом 100. Отличительная особенность нового топлива — его производят исключительно из собственных высокооктановых компонентов на Омском нефтеперерабатывающем заводе, что гарантирует стопроцентное качество продукта и стабильность эксплуатации автомобильных двигателей. О том, каковы перспективы нового топлива на отечественном рынке и с какими мифами предстоит бороться производителю, — в материале «Сибирской нефти» Текст: Федор Британов

«ЮБИЛЕЙНЫЙ» ОКТАН

Вслед за Новосибирском весной

2018 года бензин G-Drive 100 появился

также на заправках в Москве, Санкт-

Петербурге и Нижнем Новгороде,

а до конца 2018 года начнутся его про-

дажи в других регионах, где представлена сеть

АЗС «Газпромнефть».

Строго говоря, на зарубежных рынках сотый

бензин активно присутствует уже многие годы.

Несколько лет он представлен и на Балканах —

на заправках сербской «дочки» «Газпром нефти» —

компании «НИС» («Нефтяная индустрия Сербии»).

Что же подтолкнуло компанию именно сейчас

начать экспансию на отечественный рынок ново-

го продукта премиального класса? «Долгое время

топовым в линейке бензинов на АЗС «Газпром-

нефть» был G-Drive 98. В прошлом году был про-

веден целый ряд исследований, потребитель-

ских опросов и тестов, показавших, что эволю-

ция автопарка и изменения в предпочтениях

автомобилистов подготовили рынок России

к технологическому рывку. Это дает возможность

лидерам отрасли предлагать наиболее совершен-

ные виды топлив», — отмечает начальник депар-

тамента маркетинга блока логистики, переработ-

ки и сбыта «Газпром нефти» Илья Иванов.

Процесс от начала разработки рецептуры

до промышленного производства нового

G-Drive 100 был завершен в рекордно короткие

сроки — и занял около полугода.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ЛИДЕРСТВО

В России сегодня лишь несколько нефтеперера-

батывающих заводов, на которых автономно, без

закупок компонентов со стороны, может быть

произведен бензин с октановым числом 100.

Крупнейший среди них — «Газпромнефть-ОНПЗ».

«Набор технологических процессов, который

позволяет нам производить бензины с октано-

вым числом 100, отличает Омский НПЗ от мно-

гих в России, — говорит Дмитрий Храпов, глав-

ный технолог «Газпромнефть-ОНПЗ». — У нас вы-

пускается довольно редкий компонент, который

многие предприятия вынуждены покупать —

метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ, см. глоссарий).

Вместе с алкилбензином и толуолом, которые

также производятся не на каждом заводе, он со-

ставляет основу G-Drive 100».

В состав G-Drive 100 входят только продукты

нефтепереработки, и он не содержит октанопо-

вышающих присадок. Точности соблюдения ре-

цептуры нефтепереработчики достигают за счет

«ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ВЫВОДИТ НА РЫНОК НОВОЕ ТОПЛИВО G-DRIVE С ОКТАНОВЫМ ЧИСЛОМ 100

58

№5/152 ИЮНЬ 2018

Рынки

59

ФАКТ

МЕТОД ЭДГАРАВ 1926 году американский химик Грэхем Эдгар предложил измерять способ-ность бензина противостоять детонации октановым числом по предложенной им шкале. В основу он положил характери-стики двух углеводородов, входящих в состав бензина, — очень низкие анти детонационные свойства гептана (октано-вое число 0) и очень высокие — изооктана (октановое число 100). Например, октано-вое число 93 означает, что бензин детони-рует при тех же условиях, что и смесь из 93% (по массе) изооктана и 7% гептана. В те годы октановое число, которое удавалось получить, колебалось от 40 до 60, но двигатели имели малую литровую мощность, и этого было достаточно.

совершенствования процесса смешения — новая

автоматическая станция была построена на заво-

де в рамках программы модернизации.

«Промышленный выпуск бензина с октано-

вым числом 100 без использования октаноповы-

шающих присадок — очередное подтверждение

технологического лидерства Омского НПЗ. Осна-

щение предприятий самым современным обо-

рудованием в рамках масштабной программы

модернизации позволяет «Газпром нефти» обес-

печивать российский рынок продукцией высо-

чайшего качества», — подчеркнул заместитель

генерального директора «Газпром нефти» по ло-

гистике, переработке и сбыту Анатолий Чернер.

Весной прошлого года бензин марки

G-Drive 100 успешно прошел стендовые квалифи-

кационные испытания во Всероссийском науч-

но-исследовательском институте по переработ-

ке нефти (ВНИИ НП) и получил положительное

заключение на соответствие требованиям техни-

ческого регламента Таможенного союза к топли-

вам экологического класса К5 (соответствующего

«Евро-5»). Топливо также получило подтвер жде ние

соответствия европейским требованиям к каче-

ству топлив в международной лаборатории SGS.

Впрочем, в рабочих условиях G-Drive 100

тоже испытывали, причем условия эти были

максимально жесткими. «Мы протестировали

новое топливо G-Drive 100 на болидах в гоноч-

ных условиях и на обычных автомобилях, и оно

подходит для всех современных бензиновых дви-

гателей, — отметил директор по региональным

продажам «Газпром нефти» Александр Крылов. —

Уже три года сотый G-Drive продается на наших

станциях в Восточной Европе, где он приобрел

высокую популярность. Я рад, что теперь и рос-

сийские автомобилисты смогут оценить это вы-

сокотехнологичное топливо, почувствовать всю

мощь своего автомобиля и получить максимум

удовольствия от вождения».

СПОРЫ О ВЫСОКОМ

Среди автомобилистов бытует мнение, что бен-

зин с высоким октановым числом подходит ис-

ключительно для профессиональных гонок, до-

рогих спорткаров, а обычным автомобилям мо-

жет даже навредить.

«Вокруг высокооктановых бензинов существу-

ет множество мифов, — говорит Илья Иванов. —

Часть из них связаны с тем, что недобросовест-

ными производителями зачастую используются

сомнительные октаноповышающие присадки,

которые могут повредить топливной системе ав-

томобиля. В результате потребитель не только

не получает заявленных преимуществ, но и ви-

дит существенное ухудшение работы мотора. Кро-

ме того, многие автомобилисты вообще уверены

в том, что более высокий октан сам по себе яв-

ляется фактором дополнительного рис ка. В этой

связи хочу отметить, что маркировка на лючке

бензобака «92+», «95+» или «98» вовсе не означа-

ет невозможность использования топлива с окта-

новым числом 100. Чтобы преодолеть подобные

предрассудки, мы стараемся не просто предла-

60

№5/152 ИЮНЬ 2018

Рынки

ОКТАНОВОЕ ЧИСЛООктановое число — показатель, который характеризует способность топлива противо-стоять детонации в процессе горения. Детона-ция вызывает перегрев, мощные ударные нагрузки, повышенный износ и местные разрушения двигателя, сопровождается падением мощности и ухудшением состава выхлопа.

RONRON (research octane number) — исследова-тельский метод определения октанового числа топлива. Существует также т. н. моторный метод — MON (motor octane number). Суть обоих методов — поиск состава смеси изоокта-на и н-гептана (октановые числа 100 и 0 соот-ветственно), детонирующей так же, как и испы-туемое топливо. Испытания по MON проводятся при более жестких условиях, способствующих детонации, и обычно дают более низкий показатель октанового числа.

МЕТИЛ-ТРЕТ-БУТИЛОВЫЙ ЭФИРМетил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) произво-дится из углеводородного сырья, в частности из бутан-бутиленовой фракции. Применяется в качестве компонента моторных топлив, повышающего октановое число бензинов (антидетонатор). Максимально допустимая законодательно объемная доля МТБЭ в бензи-нах в ЕС и в России — 15%.

АЛКИЛБЕНЗИНАлкилбензин состоит из изооктана (именно его октановое число принято приравнивать к 100 единицам) и других изомеров октана. Получают его в результате алкилирования изобутана бутиленами — химического процес-са, в результате которого происходит реакция соединения изобутана и бутиленов и получает-ся новый изомер изобутана — изооктан, обладающий высокими антидетонацион-ными свойствами.

ГЛОССАРИЙгать клиентам АЗС «Газпромнефть» самый высо-

котехнологичный бензин 100-го октана, но и до-

носить до потребителей максимально полную

и достоверную информацию о данном продукте».

Снять все сомнения в совместимости нового

топлива и двигателей различных автомобилей,

в том числе отечественных марок, поможет ряд

эксплуатационных испытаний, которые «Газпром

нефть» проводит в настоящее время в россий-

ских и европейских лабораториях. Те же, кто уже

пробует новое топливо, чаще всего отмечают,

что наилучшие результаты от повышенного ок-

тана можно получить в современных двигателях

с маркировкой «95+», а также если мотор турби-

рован. Улучшение ходовых качеств, сокращение

времени разгона замечают в первую очередь ав-

томобилисты с динамичной манерой вождения.

При этом, по мнению экспертов, совсем

не обязательно, чтобы сам мотор был новым,

иногда даже наоборот — сотый октан может

вернуть двигателю с пробегом былую напори-

стость. «Уловить разницу между RON98 и RON100

(см. глос сарий) без специальных приборов доволь-

но сложно. Тем не менее высокооктановый бен-

зин очень стоек к детонации, и она возникает

реже или вообще не возникает в тех режимах,

когда она возникала раньше, — говорит эксперт

крупнейшего европейского испытательного цен-

тра APL Павел Карташов. — Для двигателей с про-

бегом, в камере сгорания которых имеются отло-

жения, предпочтителен бензин с более высоким

октаном. Это связано с тем, что отложения не-

гативно влияют на теплообмен рабочей топлив-

но-воздушной смеси: свежая смесь дольше нагре-

вается в цилиндрах, а продукты сгорания мед-

леннее охлаждаются. Так как детонация чаще

возникает при повышении температуры и дав-

ления в самом конце горения, то отложения при-

водят к более высокой температуре и повыша-

ют вероятность детонации. Именно поэтому для

двигателей с отложениями в камере сгорания ре-

комендуется использовать бензин с повышен-

ным (до 5 единиц) октановым числом».

До конца года «Газпром нефть» планирует

полностью заменить G-Drive 98 на своих заправ-

ках топливом с октановым числом 100. В компа-

нии уверены, что новый высокотехнологичный

продукт по достоинству оценят не только посто-

янные покупатели брендированного бензина

премиум-класса, но и закоренелые скептики.

61

ФО

ТО: С

ЕР

ГЕЙ

КО

НЬ

КО

В

«Русский некрополь» в  Белграде —

уникальный памятник братских

отношений двух народов. Он был

основан в 20-е годы XX века, ког-

да Королевство сербов, хорва-

тов и словенцев предоставило убежище не-

скольким десяткам тысяч эмигрантов из Рос-

сии, и стал одним из крупнейших российских

кладбищ за рубежом. Здесь похоронено более

400 российских военных, деятелей культуры,

науки и искусства. В комплекс некрополя вхо-

дит Иверская часовня, воздвигнутая в 1931 году

как памятник императору Николаю II и двум

миллионам русских солдат, погибших в Первой

мировой войне. Она представляет собой точ-

ную копию Иверской часовни, располагавшей-

ся в центре Москвы и разрушенной большеви-

ками в 1929 году.

Работы по реставрации «Русского некрополя»,

который был в чрезвычайно запущенном состоя-

нии, ведутся уже несколько лет. Существенный

вклад в этот процесс внесла «Газпром нефть», по-

сле того как стала мажоритарным акционером

компании NIS в 2009 году. Тогда же была завер-

шена реконструкция мемориального памятни-

ка солдатам, погибшим в Первой мировой вой-

не, и начаты работы по обновлению Иверской

часовни.

В ПАМЯТЬ О ПРЕДКАХ15 июня волонтеры «Газпром нефти» и NIS приняли участие в благотворительной акции — облагораживании территории мемориального комплекса «Русский некрополь» в столице Сербии Белграде. Эта акция была приурочена к столетней годовщине окончания Первой мировой войны и 180-летию установления дипломатических отношений между Сербией и Россией

Для меня было большой честью принять участие в волонтерской акции на территории «Русско-го некрополя» в Белгра-де — памятника русско-сербской дружбы. Это был не только акт памяти

событий и жертв Первой мировой войны, но также возможность в оче-редной раз подтвердить единство народов наших стран. Замечательно, что, как и 100 лет назад, мы разделяем одинаковые ценности, бережно относимся к нашей истории и культуре.

КОММЕНТАРИЙ

Евгения Антонова, волонтер, компания «Газпром нефть»:

Я твердо верю в лозунг «Стань переменой, кото-рую желаешь», и каж-дый из нас как человек в каждой микросреде, в которой он находится (от места, где мы живем, до компании, в которой

мы работаем), должен своим активным участием способствовать изме-нениям к лучшему. Именно поэтому корпоративное волонтерство так важно, и волонтерская акция в «Русском некрополе» является одним из хороших примеров успеха волонтерских инициатив.

КОММЕНТАРИЙ

Мария Радованович, волонтер, компания NIS:

64

В ноябре 2012 года сербский патриарх

Ириней и председатель отдела внешних церков-

ных связей Московского патриархата митропо-

лит Волоколамский Иларион освятили обнов-

ленную колокольню Иверской часовни и благо-

устроенный участок некрополя. Работы на этом

участке были полностью профинансированы

«Газпром нефтью», которая выделила для этой

цели 300 000 евро. Постановлением Правитель-

ства Российской Федерации историко-мемори-

альный комплекс «Русский некрополь» в Бел-

граде в 2012 году был внесен в список объектов

историко-мемориального значения РФ.

В июне «Газпром нефть» инициировала

и  организовала обновление и благоустройство

«Русско го некрополя» силами волонтеров. В тор-

жественной части мероприятия приняли уча-

стие патриарх Сербии Ириней, министр оборо-

ны страны Александр Вулин, генеральный ди-

ректор NIS Кирилл Тюрденев, представители

Русского дома. В своих выступлениях они отме-

тили важность экономического и культурного со-

трудничества России и Сербии. Затем волонтеры

приступили к работам — они посадили цветы

и саженцы рядом с Иверской часовней, восста-

новили надписи на надгробиях.

65

Горный инженер Витольд Згле-ницкий (1850–1904)

Справа: Биби-Эй-бат, 1932 год

В октябре 1924 года, выступая на Международном нефтяном конгрессе в Талсе (США), руководитель объединения «Азнефть» инженер Александр Серебровский сообщил, что в Советской России успешно осушена часть акватории бухты Биби-Эйбат Апшеронского полуострова и из пробуренной там скважины с глубины 285 м получен нефтяной фонтан с суточным дебитом до 300 тыс. пудов. Это стало первым примером успешной разработки морского месторождения в СССР Текст: Александр Матвейчук

ИСТОРИЯ РОССИЙСКОЙ МОРСКОЙ НЕФТЕДОБЫЧИ

НЕФТЬ ИЗ МОРСКИХ ГЛУБИН

ПРОЖЕКТЫ ИНЖЕНЕРА ЗГЛЕНИЦКОГО

Успех 1924 года на нефтепромысле «Бухта

Ильича» в Биби-Эйбатской бухте базировал-

ся на целом ряде предыдущих попыток на-

чать разработку богатых нефтеносных залежей

на шельфе Каспийского моря, которые были

начаты еще в дореволюционной России. Пер-

вую такую попытку осуществил член Бакинско-

го отделения Русского технического общества,

горный инженер Витольд Згленицкий (1850–

1904). 29 июля 1896 года он направил в Управ-

ление государственными имуществами Бакин-

ской губернии и Дагестанской области про-

шение об отводе ему двух участков моря под

разведку на нефть. Чиновники отклонили об-

ращение под казуистическим предлогом, ссы-

лаясь на то, что море и морское дно не нахо-

дятся в юрисдикции их ведомства. Згленицкий

на этом не успокоился и продолжил перепи-

ску уже на другом уровне. В очередном пись-

ме на имя министра земледелия и государствен-

ного имущества Алексея Ермолова Згленицкий

привел обстоятельное экономическое обоснова-

ние как эффективности работ по разведке мор-

ского дна, так и преимуществ прямой транспор-

тировки нефти, загру жае мой в танкеры и не-

фтеналивные баржи непосредственно с буровой

платформы. По указанию министра изучением

вопроса занялся Горный ученый комитет. Члены

комитета признали, что данный вопрос «необхо-

димо подвергнуть более подробной разработке»,

после чего он был передан на обсуждение Техни-

ческой комиссии по охра не нию Бакинских нефтя-

ных промыслов, а инженеру Николаю Лебедеву

(1863–1931) поручили собрать и доставить данные

о нефтеносности дна участка, прилегающего к Ап-

шеронскому полуострову.

10 февраля 1898 года Лебедев представил на-

чальнику Кавказского горного управления пояс-

нительную записку и два геологических разреза,

с высокой степенью вероятности демонстриро-

66

№5/152 ИЮНЬ 2018

История

Сабунчинская, Раманинская и Биби-Эйбатская —

вошли в режим истощения. В качестве одной

из мер по изменению негативной тенденции

в Горном департаменте было решено вернуться

к идее разработки перспективных морских ме-

сторождений. Было принято решение о грунто-

вой засыпке части Биби-Эйбатской бухты.

Однако проект сразу столкнулся с препят-

ствиями, причиной которых был экономический

кризис начала ХХ века, а затем трагические со-

бытия на промыслах Апшеронского полуостро-

ва 22–25 августа 1905 года, когда религиозными

экстремистами было уничтожено более полови-

ны эксплуатационных нефтяных скважин. Толь-

ко в 1906 году дело сдвинулось с места. Согласно

проекту, подготовленному группой специалистов

под руководством гражданского инженера Мак-

сима Филиппео, участок моря в 300 десятин, под-

лежащий засыпке, предварительно нужно было

огородить каменным молом, а затем осушить

и засыпать грунтом.

Проект был одобрен 3 августа 1907 года. Для

осушки и последующей засыпки нефтеносного

участка Биби-Эйбатской бухты была по строе на

целая флотилия из 23  специализированных судов.

Полномасштабные работы начались в 1912 году,

однако в сентябре 1914 года, в связи с началом

войны России с Германией, часть судов были мо-

билизованы для нужд обороны страны. Работы

существенно замедлились, и в конечном сче-

те к середине 1918 года было осушено только

193  десятины (около 211 га) акватории.

В конце апреля 1920 года части Красной Армии

вошли в Баку, и там была провозглашена Азер-

байджанская Советская Социалистическая Рес-

публика, правительство которой в сентябре

того же года заключило военно-политический

союз с РСФСР. Председателем республиканско-

го нефтяного комитета был утвержден инженер

Александр Серебровский, направленный в Баку

советским правительством. Весной 1921 года

по решению правления «Азнефти» были про-

должены работы по засыпке оставшейся аквато-

рии Биби- Эйбатской бухты. На засыпанной ча-

сти бухты предполагалось заложить 25 скважин,

в том числе 3 разведочные по краям площади,

а остальные — в сводовой части складки. Весной

1922 года из пробуренной на глубину 460 м сква-

жины ударил газовый фонтан. 14 мая 1922 года

начальник « Азнефти» Александр Серебровский

вавших значимую нефтеносность морского дна

Биби-Эйбатской бухты. Техническая комиссия

по охранению Бакинских нефтяных промыслов

признала необходимость использования неф те-

носного морского дна для добычи нефти, однако

сочла нецелесообразным осуществление морского

бурения, предложив засыпку нефтеносных участ-

ков морского дна землей. Витольд Згленицкий

предлагал все новые и новые решения для орга-

низации морского бурения, но они также не нахо-

дили поддержки. В 1904 году Згленицкий скончал-

ся, а продолжателей его дела не нашлось.

БИБИ-ЭЙБАТСКАЯ ЭПОПЕЯ

В первые годы ХХ века в нефтяной отрасли Рос-

сии обозначились первые признаки кризиса, вы-

звавшие падение объемов добычи. По итогам

1902 года США вышли на первое место по добы-

че, обогнав Россию. Во многом это было связа-

но с тем, что четыре основные нефтеносные пло-

щади Апшеронского полуострова — Балаханская,

бычи бакинской нефти. Эти весомые результаты

побудили руководство «Азнефти» усилить темпы

разработки засыпанной нефтяной площади и ак-

тивизировать работы по засыпке второй очере-

ди в соответствии с ранее разработанным про-

ектом. К 1932 году площадь участка осушенной

территории в Биби-Эйбатской бухте достигла

300 гектаров.

БУРОВЫЕ В ОТКРЫТОМ МОРЕ

Выводы геолога Дмитрия Голубятникова (1866–

1933), представленные руководству «Азнефти»,

указывали на дальнейшее значительное прости-

рание нефтеносных залежей за пределами уже за-

сыпанной территории Биби-Эйбатской бухты. По-

этому в 1925 году в открытом море на расстоянии

около 300 м к востоку от восточного мола засып-

ки было построено основание под буровую вы-

шку на 320 деревянных сваях. Глубина моря в том

месте была около 6 м, сваи забивались в мор-

ское дно до твердого грунта, на глубину около

5,5 м. Полученный здесь опыт позволил присту-

пить к разработке подводной нефтеносной пло-

щади, прилегающей к берегу острова Артема.

В сентябре 1934 года здесь были начаты работы

по постройке первой морской буровой платфор-

мы на расстоянии 450 м от берега. Однако грунты

оказались настолько твердыми, что забивка дере-

вянных свай оказалась невозможной. Тогда для

сооружения оснований под вышки были исполь-

зованы набивные сваи, оболочкой которых слу-

жили старые обсадные трубы. Для их установки

использовалась баржа, на которой располагался

бурильный станок вращательного бурения.

Использование трубчатых бурозаливных

опор, изобретенных инженером Николаем Ти-

мофеевым (1912–1973), открыло новое направле-

ние в области технологии строительства буровых

в открытом море. Вместо трудоемкой и много-

дневной забивки свай в морском дне выбурива-

лись шурфы, в которые вставлялись трубчатые

стойки-сваи, закрепленные затем цементным

раствором. Однако для морских платформ, пред-

назначенных для добычи нефти с больших глу-

бин и при любой, даже самой неблагоприятной

погоде, требовался новый инженерный подход

к проектированию. 24 сентября 1944 года Мор-

ским комитетом «Азнефти» был объявлен кон-

курс на проектирование платформы под разве-

дочную буровую для глубин моря до 15 метров.

телеграфировал в Москву: «… В ночь на 13 мая

произошло бурное извержение… Явление это

показывает на удивительно богатые залежи

нефти… На Биби-Эйбатской бухте ожидается

невероятная по своей величине добыча…»

Первый приток нефти был получен 18 февра-

ля 1923 года на буровой №5 из скважины №17

с глубины 460 м. Это событие привлекло внима-

ние к промыслу руководителей союзного и ре-

спубликанского уровня. Вот что писала газета

«Бакинский рабочий» в начале января 1924 года:

«Жизнь на бухтинском промысле кипела клю-

чом: сновали десятки рабочих, перевозя зем-

лю, пели артели плотников, стуча топорами

и молотками. Недаром все гости, приезжавшие

из РСФСР, считали своим долгом посетить про-

мысел. Здесь были и товарищ Калинин, и това-

рищ Буденный, и многие другие. Американцы

по приезде в Баку сразу же бросились на бухту,

рассматривали и расспрашивали… Теперь тар-

танием с верхних пластов несколько буровых

дают до 5 тысяч пудов суточной добычи».

К началу 1925 года нефтепромысел « Бухта

Ильича» давал уже 10% от общего объема до-

Дмитрий Голу-бятников (1866–1933), геолог-нефтяник, один из создателей промысловой геологии

Вверху: Нефтя-ные вышки в бухте Ильича

68

№5/152 ИЮНЬ 2018

История

Несмотря на военное время, было получено

26 проектов из различных городов СССР. Первую

премию получил инженер Леон Межлумов (1910–

1983), сотрудник треста «Азнефтепроект», предло-

живший сборно-разборное призматическое осно-

вание с телескопическими трубчатыми опорами,

которые давали возможность нивелировать соо-

ружение при неровном рельефе морского дна.

Первое крупноблочное основание системы

Межлумова было сооружено в 1946 года в райо-

не Гюрганы всего за три месяца вместо восьми

по прежней технологии строительства. Готовые

блоки к месту установки доставлялись на баржах

и монтировались с помощью плавучих кранов.

В следующем году здесь же было начато строи-

тельство морских эстакад при помощи специаль-

ного высокопролетного крана, передвигавшего-

ся по рельсовому пути на свайном основании.

Таким образом, в Каспийском море впервые

в мире советские нефтяники применили инду-

стриальные методы обустройства морских неф-

тяных месторождений.

НА НЕФТЯНЫХ КАМНЯХ

После окончания Великой Отечественной вой-

ны «Азнефть» вела разведочное бурение по не-

скольким перспективным направлениям, сре-

ди которых был и район Черных Камней, окру-

женный грядой подводных скал и находившийся

в 42 км к востоку от побережья Апшеронско-

го полу ост рова. С давних времен было извест-

но о том, что нефть здесь естественным образом

выходит на водную поверхность по трещинам

на дне моря. В 30–40-е годы ХХ века здесь побыва-

ли разведочные партии «Азнефти», однако даль-

ше гео логических съемок удаленного от мате-

рика и сложного по своим гидрометеорологиче-

ским условиям участка дело не пошло.

В середине 1948 года начались работы по за-

бивке в морское дно свай, однако из-за сложно-

го каменистого дна такой подход был признан

неэффективным. Тогда созрело необычное ре-

шение — создать в этом месте основание для бу-

ровой из специально затопленных судов, отслу-

живших свой срок. Первым был погружен паро-

ход «Чванов», а затем к нему присоединилось еще

шесть старых кораблей. Символично, что среди

них оказался и первый российский танкер «Зоро-

астр», построенный еще в 1878 году по чертежам

Людвига Нобеля. На таком корабельном основа-

нии были построены первая буровая установка

и небольшое помещение для буровиков. Летом

1949 года началось бурение первой скважины.

А 7 ноября из скважины с километровой глу-

бины был получен первый нефтяной фонтан

с суточным дебитом 100 т, свидетельствующий

об открытии нового богатого месторождения

в Каспийском море. На то время оно оказалось

крупнейшим в мире морским нефтяным ме-

сторождением как по мощности залежи, так

и по объему добываемой нефти.

В период 1950–1953 годов в Каспийском

море было построено 139 морских стационар-

ных платформ. В разработку были введены ме-

сторождения Нефтяные Камни (1949), Банка

Дарвина (1951), Жилое-море (1952), начато раз-

ведочное бурение на структурах Песчаный-

море, Григоренко-море, Дуванны-море и дру-

гих. В феврале 1951 года первый танкер, запол-

ненный нефтью месторождения Нефтяные

Буровые работы на Каспии, 1986 год

69

там которых была дана первая высокая прогноз-

ная оценка перспектив недр на углеводородное

сырье. Однако настоящие открытия здесь случи-

лись позднее.

К концу 1970-х годов ведущие транснацио-

нальные корпорации все больше внимания уде-

ляли разработке морских месторождений неф-

ти. Так, в период с 1960 по 1977 год ежегодный

прирост морской нефтедобычи в мире составил

9,2%, в то время как на суше — 5,4%. Советское

правительство также осознавало необходимость

развития морских поисково-разведочных работ

на нефть и газ, в том числе в арктических морях,

где сосредоточена большая часть морских ресур-

сов шельфа страны.

Лавры первооткрывателей промышленного

нефтяного месторождения в арктическом секто-

ре России достались специалистам геолого-разве-

дочного бурового треста «Ярославнефтегазразвед-

ка». В 1975 году в сложнейших условиях Арк тики

они пробурили десять параметрических сква-

жин на нескольких островах акваторий Баренце-

ва и Карского морей. 8 марта 1982 года из сква-

жины №1 на Песчаноозерной площади острова

Колгуев в Баренцевом море с глубины 1972 м был

получен первый в мире приток нефти в Арктиче-

ском регио не. При продолжении бурения на глу-

бине 1558–1561 м был получен еще более мощ-

Корпус первого российского танкера «Зоро-астр» был ис-пользован в качестве осно-вания буровой на месторожде-нии Неф тяные Камни

Вверху: Место-рождение Неф-тяные Камни в Каспийском море

Камни, встал под разгрузку к причалу нефте-

наливного порта Дюбенди. Бурение морских

наклонно направленных скважин впервые

в нашей стране было освоено на Нефтяных

Камнях. Здесь же была разработана и внедре-

на в практику эффективная технология экс-

плуатации подводных месторождений нефти.

ПУТЬ К АРКТИЧЕСКОЙ НЕФТИ

В послевоенный период были начаты рабо-

ты по поиску и разведке нефти и газа в ак-

ваториях других регионов страны. В 1950-е

годы были проведены первые рекогносциро-

вочные геолого-гео физические исследования

на Западно-Арктическом шельфе, по результа-

70

№5/152 ИЮНЬ 2018

История

ный приток нефти, дебит скважины составил

144 т в сутки. Добытая нефть была очень вы-

сокого качества и уникальна по своим свой-

ствам, содержала минимальное количество

солей, воды и механических примесей, в ней

отсутствовали парафин и сероводород. От-

крытие месторождения на острове Колгуев

стало знаковым событием, подтвердившим

предсказания ученых, что на шельфе Аркти-

ки может находиться крупная углеводород-

ная база, соизмеримая по своему потенциалу

с прилегаю щими районами Западной Сибири

и Европейского Севера.

В течение следующего десятилетия от-

крытия в Баренцевом, Печорском, Карском

морях и на сахалинском шельфе следовали

одно за другим. Так, например, в 1979 году

было открыто нефтегазоконденсатное место-

рождение Чайво с запасами 152 млн т нефти

в Охотском море, на расстоянии 11 киломе-

тров от береговой линии Восточного Сахали-

на. В 1983 году специалисты треста «Арктик-

морнефтегазразведка» приступили к работе

в Баренцевом море, где в том же году откры-

ли крупное Мурманское газовое месторожде-

ние с запасами природного газа в 120 млрд м³.

А в 1988 году последовала сенсация мирово-

го значения — в центральной части Барен-

цева моря, в 550 км к северо-востоку от Мур-

манска, буровыми судами ледового класса

«Валентин Шашин» и «Виктор Муравленко»

было открыто громадное Штокмановское га-

зоконденсатное месторождение с запасами

3,94 трлн м³ природного газа и 56,1 млн т кон-

денсата. В следующем году на шельфе Печор-

ского моря, в 60 километрах от берега, нефтя-

ным фонтаном с дебитом 400 т нефти в сутки

из скважины №1 было открыто Приразлом-

ное нефтяное месторождение. Промышлен-

ная добыча нефти на острове Колгуев нача-

лась 17 августа 1987 года, и российский порт

Кандалакша принял первый танкер с колгуев-

ской нефтью.

Однако в конце 80-х — начале 90-х годов

ХХ века работа по освоению национального

континентального шельфа прервалась поч-

ти на десятилетие. Очередная глава ее исто-

рии была открыта уже в начале XXI века. Ком-

пания «Роснефть» в составе международно-

го консорциума в рамках проекта «Сахалин-1»

в 2002 году приступила к освоению нефтяно-

го месторождения Аркутун-Даги на шельфе

острова Сахалин и через пять лет уже довела

годовую добычу до 11 млн тонн. В 2004 году

ЛУКОЙЛ начал промышленную добычу неф-

ти на Кравцовском месторождении (Д-6)

на шельфе Балтийского моря. Затем в Каспий-

ском море были введены в эксплуатацию

еще два месторождения: имени Ю. Корчагина

(2010) и имени В. Филановского (2013). А в де-

кабре 2013 года «Газпром нефть» начала про-

мышленное освоение первого месторожде-

ния на российском арктическом шельфе —

Приразломного месторождения в Баренцевом

море, извлекаемые запасы которого превы-

шают 70 млн тонн нефтяного эквивалента.

Вверху: Специа-листы треста «Арктикмор-нефтегазраз-ведка» начали геологические исследования Арктики в 1979 году

Внизу: Добыча нефти на остро-ве Колгуев в Ба-ренцевом море началась 17 ав-густа 1987 года

71

ТАС

С, Р

ИА

«Н

ОВ

ОС

ТИ»

Издание содержит систематизированное изложение основ гидравлики вязких и вязкопластичных жидкостей в объе-ме, необходимом для гидравлических расчетов при реше-нии практических задач строительства нефтяных и газо-вых скважин. Отдельное внимание уделено гидродина-мике спуско-подъемных операций в скважине, гидравли-ке цементирования обсадных колонн, а также практике применения гидравлических забойных двигателей. Книга будет полезна для проектантов и инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности, а так-же студентам, обучающимся по специальности «бурение нефтяных и газовых скважин».

БУРОВАЯ ГИДРАВЛИКА

Бабаян Э. В.

Вологда: Издательство

«Инфра-Инженерия»,

2018. — 156 с.

ОБОРУДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА

Власова Г. В.

Москва: Издательство «Ленанд»,

2018. — 223 с.

ИНСТРУКЦИЯ ПО КОНТРОЛЮ И ОБЕСПЕЧЕНИЮ СОХРАНЕНИЯ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ В ОРГАНИЗАЦИЯХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ

Инструкция Минэнерго

Москва: Изд-во «Моркнига»,

2018. — 72 с.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В ПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ

Юсупова Т. Н., Ганеева Ю. М.,

Романов Г. В., Барская Е. Е.

Москва: Издательство «Наука»,

2018. — 412 с.

В издании приведены сведения об оборудовании раз-личных процессов подготовки и переработки углеводо-родного сырья. Книга содержит требования, предъяв-ляе мые к конструкционным материалам, классификацию конструкционных материалов и основных классов обору-дования нефтегазопереработки, сведения о конструкции теплового, массообменного, гидромеханического, хими-ческого и механического оборудования, о принципах работы оборудования, данные о трубопроводной аппа-ратуре и ее эксплуатационных параметрах. Освещены общие вопросы ремонта оборудования и трубопровод-ной арматуры.

Инструкция устанавливает единые требования к органи-зации и проведению работ по контролю и обеспечению сохранения качества нефтепродуктов при приеме, хра-нении, транспортировании и их отпуске в организациях нефтепродуктообеспечения. Положения и требования инструкции распространяются на жидкие нефтяные топли-ва, масла, смазки и технические жидкости, выпускаемые по стандартам или техническим условиям. Требования инструкции обязательны для применения организациями нефтепродуктообеспечения, осуществляющими техноло-гические операции с нефтепродуктами по их приему, хранению, транспортированию и отпуску.

Монография посвящена изучению межфазных и межмо-лекулярных взаимодействий в модельных и природных системах «нефть — вода — порода». На основе анализа взаимосвязей характеристик состава неподвижной части нефти по разрезу продуктивного пласта, продуктов необ-ратимых физико-химических процессов, а также геологи-ческих условий залегания предложены модели процес-сов преобразования извлекаемых запасов нефти в прак-тически неизвлекаемые (битумы), а также формирова-ния остаточного нефтенасыщения в неоднородных тер-ригенных пластах. Для специалистов в области геохимии и нефтехимии.

№5/152 ИЮНЬ 2018

Нефтяная библиотека