Газпром нефть –
30 лет развития
и инноваций
ИСТОРИЯ СТАНОВЛЕНИЯ
«В 2025 году «Газпром нефть» отмечает свое 30-летие. Компания прошла за это время большой путь. При этом последние двадцать лет наша компания — часть «Газпрома». И это стало ключевым фактором успешного развития «Газпром нефти». Наша команда продолжает свою работу с целью достижения максимальных эффектов как для акционеров и инвесторов, так и для страны и общества в целом».
Председатель правления
ПАО «Газпром нефть»
Александр Дюков
1995-й и 2025-й — две разные страны. В середине девяностых Россия пыталась сохранить наследие советской промышленности. Указами президента создавались крупные компании, объединявшие разрозненные заводы и предприятия. «Сибнефть», организованная в 1995 году, не стала исключением: она объединила «Ноябрьскнефтегаз», Омский НПЗ и геологоразведочные структуры.
Тридцать лет спустя ситуация изменилась. Сегодня «Газпром нефть» — не просто добывающая компания. Она разрабатывает технологии для работы в Арктике, строит собственную логистику по Северному морскому пути и тем самым укрепляет технологическую независимость России.
Как произошла эта трансформация? Благодаря цепочке грамотных управленческих решений, каждое из которых выводило компанию на новый уровень. Можно выделить три таких точки бифуркации, определивших траекторию развития «Газпром нефти».
Тридцать лет спустя ситуация изменилась. Сегодня «Газпром нефть» — не просто добывающая компания. Она разрабатывает технологии для работы в Арктике, строит собственную логистику по Северному морскому пути и тем самым укрепляет технологическую независимость России.
Как произошла эта трансформация? Благодаря цепочке грамотных управленческих решений, каждое из которых выводило компанию на новый уровень. Можно выделить три таких точки бифуркации, определивших траекторию развития «Газпром нефти».
ПУНКТ НАЗНАЧЕНИЯ
Точка первая
Точка третья
Точка вторая
1995 год. Создание компании и формирование производственного контура, ориентированного на сохранение активов и устойчивую работу в переходной экономике.
2005 год. Приход «Газпрома» в качестве ключевого акционера. Этот момент стал переломным для компании: она получила возможность пересобрать свой фундамент, выстроить вертикально интегрированную модель, модернизировать НПЗ, сформировать стратегическую линию — от геологоразведки до конечного рынка. Появилась долгосрочная система координат. Компания переименовалась в «Газпром нефть», переехала в Санкт-Петербург и сменила руководство.
Начало 2010-х. Когда компания перестала воспринимать себя активом с набором заводов и месторождений и стала позиционироваться в качестве создателя целостной технологической и управленческой среды. Возглавивший компанию Александр Дюков сформулировал новую парадигму: «Мы получили шанс не просто обновить активы, а выстроить систему, в которой каждый элемент работает на общий результат. Это было важно тогда, но еще важнее оказалось сейчас, когда устойчивость стала одним из ключевых факторов».
Укреплялась
добыча
добыча
Западная Сибирь давала стабильный поток, у нефтяников впервые появился ресурс не просто поддерживать старые фонды, а думать стратегически и открывать новые территории. В 2012 году «Газпром нефть» начала подготовку к промышленной добыче самых северных континентальных месторождений России — Восточно-Мессояхского и Новопортовского, а также Приразломного месторождения, став первой в России добывающей компанией на арктическом шельфе. Тем самым открыв России дорогу к технологическому суверенитету.
К середине 2010-х «Газпром нефть» превратилась в одну из самых технологически продвинутых компаний отрасли. Инвестиции направлялись уже не на латание дыр, а на развитие системы, глубокую переработку, создание инженерных школ и разработку собственных технологических стандартов.
Первым крупным шагом стала серьезная модернизация нефтеперерабатывающих заводов. Омский и Московский НПЗ прошли масштабную реконструкцию, чтобы уйти от роли поставщика сырья и повысить глубину переработки нефти до мирового уровня.
Этот процесс шел параллельно с созданием новых рыночных ниш. Компания последовательно выводила на рынок продукты с высокой добавленной стоимостью: в 2010 году — премиальные масла G-Energy, в 2011-м — брендированное топливо G-Drive.
К 2013 году все ее заводы перешли на выпуск экологичного топлива стандарта «Евро-5».
2020-е окончательно расставили акценты. Мир перестал быть предсказуемым. Санкции, разрывы логистики, остановка импорта оборудования — все это легко могло бы заморозить развитие на годы. Но произошло обратное. В условиях ограничений компания пришла к переходу на собственные разработки.
Руководитель компании Александр Дюков тогда сказал фразу, которая стала почти лозунгом для всей инженерной команды:
«Если нам закрыли дверь, значит, надо открыть свою. И сделать ее шире».
К середине 2010-х «Газпром нефть» превратилась в одну из самых технологически продвинутых компаний отрасли. Инвестиции направлялись уже не на латание дыр, а на развитие системы, глубокую переработку, создание инженерных школ и разработку собственных технологических стандартов.
Первым крупным шагом стала серьезная модернизация нефтеперерабатывающих заводов. Омский и Московский НПЗ прошли масштабную реконструкцию, чтобы уйти от роли поставщика сырья и повысить глубину переработки нефти до мирового уровня.
Этот процесс шел параллельно с созданием новых рыночных ниш. Компания последовательно выводила на рынок продукты с высокой добавленной стоимостью: в 2010 году — премиальные масла G-Energy, в 2011-м — брендированное топливо G-Drive.
К 2013 году все ее заводы перешли на выпуск экологичного топлива стандарта «Евро-5».
2020-е окончательно расставили акценты. Мир перестал быть предсказуемым. Санкции, разрывы логистики, остановка импорта оборудования — все это легко могло бы заморозить развитие на годы. Но произошло обратное. В условиях ограничений компания пришла к переходу на собственные разработки.
Руководитель компании Александр Дюков тогда сказал фразу, которая стала почти лозунгом для всей инженерной команды:
«Если нам закрыли дверь, значит, надо открыть свою. И сделать ее шире».
Так и получилось. Цифровые двойники скважин, интеллектуальные системы бурения, алгоритмы оптимизации добычи — все это выросло внутри компании. Созданная в предыдущие годы экосистема научных центров и корпоративных сервисов буквально подхватила производство в момент, когда отрасль оказалась на грани технологического обрыва.
Сегодня «Газпром нефть» входит в топ-3 российских компаний по объемам добычи и переработки нефти и является одним из лидеров российской нефтяной индустрии по эффективности. В апреле 2024 года компания перешла на модель управления, аналогичную компании «Газпром».
Сейчас в структуре компании насчитывается более 70 нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и сбытовых предприятий в России, странах ближнего и дальнего зарубежья. Продукция «Газпром нефти» поставляется более чем в 100 стран. Численность персонала компании составляет более 80 тысяч сотрудников.
Последние цифры показывают, что вложенные инвестиции и выстроенная система управления продолжают приносить отдачу. По расчетам аналитиков выручка «Газпром нефти» за последнее десятилетие выросла более, чем в 3 раза, и в 2024 году составила 4,1 трлн рублей. Компания увеличила добычу и переработку углеводородов, нарастила объемы выпуска высокомаржинальных светлых нефтепродуктов и реализацию через премиальные сбытовые каналы.
Сегодня «Газпром нефть» входит в топ-3 российских компаний по объемам добычи и переработки нефти и является одним из лидеров российской нефтяной индустрии по эффективности. В апреле 2024 года компания перешла на модель управления, аналогичную компании «Газпром».
Сейчас в структуре компании насчитывается более 70 нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и сбытовых предприятий в России, странах ближнего и дальнего зарубежья. Продукция «Газпром нефти» поставляется более чем в 100 стран. Численность персонала компании составляет более 80 тысяч сотрудников.
Последние цифры показывают, что вложенные инвестиции и выстроенная система управления продолжают приносить отдачу. По расчетам аналитиков выручка «Газпром нефти» за последнее десятилетие выросла более, чем в 3 раза, и в 2024 году составила 4,1 трлн рублей. Компания увеличила добычу и переработку углеводородов, нарастила объемы выпуска высокомаржинальных светлых нефтепродуктов и реализацию через премиальные сбытовые каналы.
В первом полугодии 2025 года общий объем добычи углеводородов достиг 65 млн тонн (на 4,9 % больше по сравнению с аналогичным периодом 2024 года), объем переработки — 21,7 млн тонн в нефтяном эквиваленте (на 3,9 % больше аналогичного показателя 2024 года). Выручка составила 1,8 трлн рублей Чистая прибыль, относящаяся к акционерам, — 150,5 млрд рублей.
«Спрос на нефть продолжит расти и за горизонтом 2030 года. Драйверами будут рост в странах Юга, нефтехимия и авиация. Это создает рыночную возможность для стран-производителей не только увеличить объемы, но и свою долю. Перед нами стоит сложная задача: помимо удовлетворения растущего спроса, необходимо возмещать выбывающие мощности. Это потребует значительных инвестиций и технологического развития, что открывает для России окно возможностей».
Председатель правления ПАО «Газпром нефть»
Александр Дюков
____________________________________
____________________________________
МЕГАПРОЕКТЫ И АРКТИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА
Еще десять лет назад Арктика была для нефтяной отрасли рискованной и далекой от реализации идеей. А уже сегодня на карте российских проектов существует новая северная провинция, которую строят в условиях более жестких, чем в легендарной Западной Сибири
70-х. Да и строит ее, в отличие от семидесятых, не государство, а корпорация.
Санкции, закрытый импорт, климатические ограничения, сложная логистика, дефицит кадров могли бы остановить кого угодно. Тем не менее арктическая программа «Газпром нефти» движется без провалов, более того с опережением графика по ключевым направлениям. Там, где раньше были пустые территории, работают автономные городки, буровые кластеры, трубопроводы, терминалы, цифровые командные центры. Сложно поверить, что еще в 2000-х годах эти точки на карте значили одно: «условия крайне тяжелые, промышленная добыча нецелесообразна».
Арктическая программа компании состоит из четырех мощных взаимосвязанных и взаимоусиливающих направлений.
70-х. Да и строит ее, в отличие от семидесятых, не государство, а корпорация.
Санкции, закрытый импорт, климатические ограничения, сложная логистика, дефицит кадров могли бы остановить кого угодно. Тем не менее арктическая программа «Газпром нефти» движется без провалов, более того с опережением графика по ключевым направлениям. Там, где раньше были пустые территории, работают автономные городки, буровые кластеры, трубопроводы, терминалы, цифровые командные центры. Сложно поверить, что еще в 2000-х годах эти точки на карте значили одно: «условия крайне тяжелые, промышленная добыча нецелесообразна».
Арктическая программа компании состоит из четырех мощных взаимосвязанных и взаимоусиливающих направлений.
ЧЕТЫРЕ КИТА
месторождений Ямала. Речь идет о комплексной разработке месторождений на суше и у побережья. Их особенность: одновременное наличие нефти, газа и конденсата. Поэтому Ямал для компании является крупным нефтегазовым кластером, который станет основной добывающей базой на ближайшие 20–40 лет и ключевым элементом всей арктической программы.
Освоение уникальных арктических
Первым таким проектом стало Приразломное месторождение. Освоение арктического шельфа помогает компании накапливать уникальный опыт, развивать технологии и создавать новые стандарты для работы в сложных условиях. Этот опыт дает доступ к крупным запасам и формирует компетенции, которые будут востребованы в будущем.
Развитие нефтедобычи на арктическом шельфе. Здесь основное внимание уделяется проектам в ледовых условиях.
Формирование собственной арктической инфраструктуры. Поскольку в Арктике не было готовой инфраструктуры, компании пришлось создавать логистику с нуля. «Газпром нефть» построила флот ледостойких танкеров, береговые терминалы и наладила систему управления круглогодичной навигацией по Северному морскому пути. В результате логистика стала ключевым активом, без которого добыча в Арктике была бы невозможна.
Создание технологичной и экологичной модели освоения. Эта модель включает несколько направлений: внедрение современных технологий (цифровые двойники, интеллектуальное бурение), постоянный мониторинг состояния окружающей среды, природоохранные проекты и поддержку коренного населения. Основной принцип — использовать технологии для минимизации воздействия на природу. Такой подход позволяет компании вести долгосрочную и ответственную деятельность в хрупкой экосистеме Крайнего Севера.
Северо-Ямбургский: запасной гигант
Пока компания осваивает гиганты Ямала — Новопортовское и Мессояхское месторождения, она уже готовит следующий крупный проект. Этим занимается дочернее общество «Газпромнефть-Ямбург». Его задача — подготовить к запуску перспективные участки рядом с инфраструктурой Ямбургского газоконденсатного месторождения. По сути, это создание стратегического запаса на следующее десятилетие.
Особенность Северо-Ямбургского лицензионного участка в его сырьевом профиле: здесь основной акцент смещен на газ и конденсат, в отличие от нефтяных проектов компании на Ямале. Сейчас на участке ведутся активные геологоразведочные работы, чтобы в будущем оперативно перейти к промышленной разработке.
Ключевое преимущество проекта — близость к готовой инфраструктуре «Газпрома»: магистральным трубопроводам и установкам подготовки газа. Это позволит в будущем значительно сократить затраты на капитальное строительство и ускорить ввод месторождений в эксплуатацию.
Инженеры называют этот проект «спящим гигантом» — его потенциал раскроется, когда основные ямальские активы выйдут на стабильный уровень добычи. Северо-Ямбургский участок станет гарантией развития арктической программы компании в 2030-х и 2040-х годах, демонстрируя долгосрочный характер стратегии «Газпром нефти».
2
3
____________________________________
____________________________________
АРКТИЧЕСКИЙ ВЫЗОВ
Ямал: сердце Арктики
Центром всей арктической программы стал Ямал. Это регион, где сосредоточено более половины всех российских запасов углеводородов. Но одно дело — иметь запасы, и совсем другое — уметь их добывать. На Ямале каждый шаг превращается в инженерную задачу: мерзлота, штормовой ветер, короткое лето, отсутствие дорог, нестабильные грунты.
Когда компания начинала программу на Ямале, было понятно, что обычные подходы не сработают. Нужны свои технологии, своя логистика, своя модель управления. И все это пришлось собирать буквально по кирпичику. Как результат: сегодня доля арктической нефти составляет свыше 30 % от общего объема добычи.
Когда компания начинала программу на Ямале, было понятно, что обычные подходы не сработают. Нужны свои технологии, своя логистика, своя модель управления. И все это пришлось собирать буквально по кирпичику. Как результат: сегодня доля арктической нефти составляет свыше 30 % от общего объема добычи.
«Месторождения, расположенные за Полярным кругом, принесли компании порядка трети совокупного объема добычи. Со временем эта доля будет только расти как за счет развития действующих промыслов, так и благодаря расширению ресурсной базы в Заполярье. Значимой точкой роста в новом десятилетии для нас станет освоение газоконденсатных залежей гигантских месторождений Ямала — Бованенковского, Харасавэйского и Уренгойского. Поэтому Арктика и в дальнейшем будет оставаться ключевым центром нашей добычи. Мы продолжим поиск новых возможностей развития в регионе и внедрение технологий, повышающих эффективность работы в суровых условиях».
Заместитель генерального директора
«Газпром нефти» по разведке и добыче
Вадим Яковлев
Ямальская программа расширяется. В 2024 году «Газпром нефть» получила лицензии на разработку участков на северо-востоке ЯНАО и начала бурение поисково-разведочных скважин на Южно-Кыпакынском, Кутымском и Южно-Ленском участках Восточно-Тэрельской группы. Это часть стратегии укрепления ресурсной базы в ключевом регионе компании.
Новые участки расположены рядом с Отдаленной группой месторождений с запасами
более 148 млн тонн нефти. Здесь уже ведется разработка Западно-Чатылькинского месторождения и разведка на Воргенском участке, что создает синергию и повышает эффективность освоения территории.
____________________________________
____________________________________
Новопортовское:
здесь началось освоение Арктики
здесь началось освоение Арктики
бы слишком дорогим, а использование зимних дорог было бы ненадежным.
Компания нашла нестандартное решение, сделав ставку на собственную арктическую логистику. Она построила терминал «Ворота Арктики» и создала флот ледовых танкеров, способных на круглогодичную навигацию. Это стало ключевым фактором, позволившим работать даже зимой, когда в других регионах активность обычно снижается.
Параллельно для бурения в условиях низких температур и нестабильных грунтов были созданы цифровые модели. Благодаря этому цикл строительства скважин сократился почти на четверть, что позволило снизить затраты на материалы, риски и простои.
Отдельным стратегическим активом стала нефть сорта Novy Port. Легкая, малосернистая, она теперь — узнаваемый бренд на мировом рынке. Этот шаг закрепил позиции: Азия ценит такое сырье, а у России появился премиальный экспортный продукт, устойчивый к рыночной конъюнктуре.
Компания нашла нестандартное решение, сделав ставку на собственную арктическую логистику. Она построила терминал «Ворота Арктики» и создала флот ледовых танкеров, способных на круглогодичную навигацию. Это стало ключевым фактором, позволившим работать даже зимой, когда в других регионах активность обычно снижается.
Параллельно для бурения в условиях низких температур и нестабильных грунтов были созданы цифровые модели. Благодаря этому цикл строительства скважин сократился почти на четверть, что позволило снизить затраты на материалы, риски и простои.
Отдельным стратегическим активом стала нефть сорта Novy Port. Легкая, малосернистая, она теперь — узнаваемый бренд на мировом рынке. Этот шаг закрепил позиции: Азия ценит такое сырье, а у России появился премиальный экспортный продукт, устойчивый к рыночной конъюнктуре.
Новопортовское месторождение стало одним из первых проектов «Газпром нефти», где компания перешла к комплексному освоению Арктики. Здесь была создана полная цепочка от добычи до отгрузки продукции. Для работы в условиях низких температур, изоляции и сложной геологии пришлось адаптировать стандартные технологии и разработать собственные инженерные решения.
Сегодня Новопортовское, извлекаемые запасы которого составляют примерно 250–280 млн т, является ключевым арктическим активом компании. Его разработкой занимается дочернее общество «Газпромнефть-Ямал», которое добывает нефть, газ и конденсат. Проект также выполняет роль полигона: уникальные решения, отработанные здесь, затем внедряются на других объектах компании.
Новопортовское месторождение стало отправной точкой для освоения Арктики. Основной сложностью при его разработке было отсутствие инфраструктуры: сотни километров до дорог, море подо льдом большую часть года. Стандартный трубопровод оказался
Сегодня Новопортовское, извлекаемые запасы которого составляют примерно 250–280 млн т, является ключевым арктическим активом компании. Его разработкой занимается дочернее общество «Газпромнефть-Ямал», которое добывает нефть, газ и конденсат. Проект также выполняет роль полигона: уникальные решения, отработанные здесь, затем внедряются на других объектах компании.
Новопортовское месторождение стало отправной точкой для освоения Арктики. Основной сложностью при его разработке было отсутствие инфраструктуры: сотни километров до дорог, море подо льдом большую часть года. Стандартный трубопровод оказался
Восточно-Мессояхское месторождение:
самый северный рубеж
самый северный рубеж
Мессояхская группа месторождений — это совместный проект «Газпром нефти» и «Роснефти». Его разрабатывает АО «Мессояханефтегаз». Проект стал первым в России по добыче нефти на суше за Полярным кругом.
Восточно- и Западно-Мессояхские месторождения (а это 470 млн тонн нефти и около 200 млрд кубометров газа) — одни из самых сложных участков работы. Здесь нет привычных геологических условий: мерзлота ведет себя как «живое» основание, грунт может подниматься и проседать, температура падает ниже пятидесяти градусов. Любая ошибка в расчетах приводит к риску деформации опор или трубопроводов.
Восточно- и Западно-Мессояхские месторождения (а это 470 млн тонн нефти и около 200 млрд кубометров газа) — одни из самых сложных участков работы. Здесь нет привычных геологических условий: мерзлота ведет себя как «живое» основание, грунт может подниматься и проседать, температура падает ниже пятидесяти градусов. Любая ошибка в расчетах приводит к риску деформации опор или трубопроводов.
В Мессояхе сделали то, что раньше считали слишком дорогим и сложным: трубопроводы на специальных опорах с компенсаторами, гибкие системы энергоснабжения, круглогодичную цифровую диагностику. Здесь же впервые массово начали использовать автономные системы мощности без постоянного участия людей. Многие эти решения позже стали стандартом для арктических проектов не только в компании, но и в целом по отрасли.
Проект стал прорывным, а синергия с «Роснефтью» позволила быстрее запустить инфраструктуру и сократить издержки.
Проект стал прорывным, а синергия с «Роснефтью» позволила быстрее запустить инфраструктуру и сократить издержки.
Разработка Восточно-Мессояхского месторождения производится на Гыданском полуострове (ЯНАО), в сотнях километров от ближайших дорог. Промышленная добыча открытого еще советскими геологами месторождения началась только
в 2016 году, после того, как была построена необходимая инфраструктура, в том числе напорный нефтепровод мощностью 7 млн тонн нефти в год и протяженностью порядка 100 км от Восточно-Мессояхского месторождения до головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода Заполярье-Пурпе. Старт промышленной эксплуатации дал президент России Владимир Путин.
Ключевой вызов проекта — свойства самой нефти. Более 70 % запасов — это тяжелая, высоковязкая нефть, которую сложно извлекать и транспортировать. Именно здесь впервые для ее добычи стали массово применять технологию «фишбон» («рыбья кость»), когда от основного ствола скважины бурят несколько боковых ответвлений. Технология позволяет направить каждое ответвление в нефтеносные участки, не задевая пласты с газом и водой. «Фишбоны» увеличили нефтеотдачу и подняли дебит на 40 % по сравнению с обычными горизонтальными скважинами.
Как отметил председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков, Мессояха — «не только самое северное материковое нефтяное месторождение, но и, с точки зрения геологии, самое сложное месторождение в Западной Сибири. Без применения новых технологий взять эту нефть и сделать это экономически эффективно было бы невозможно. Это была ювелирная работа».
в 2016 году, после того, как была построена необходимая инфраструктура, в том числе напорный нефтепровод мощностью 7 млн тонн нефти в год и протяженностью порядка 100 км от Восточно-Мессояхского месторождения до головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода Заполярье-Пурпе. Старт промышленной эксплуатации дал президент России Владимир Путин.
Ключевой вызов проекта — свойства самой нефти. Более 70 % запасов — это тяжелая, высоковязкая нефть, которую сложно извлекать и транспортировать. Именно здесь впервые для ее добычи стали массово применять технологию «фишбон» («рыбья кость»), когда от основного ствола скважины бурят несколько боковых ответвлений. Технология позволяет направить каждое ответвление в нефтеносные участки, не задевая пласты с газом и водой. «Фишбоны» увеличили нефтеотдачу и подняли дебит на 40 % по сравнению с обычными горизонтальными скважинами.
Как отметил председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков, Мессояха — «не только самое северное материковое нефтяное месторождение, но и, с точки зрения геологии, самое сложное месторождение в Западной Сибири. Без применения новых технологий взять эту нефть и сделать это экономически эффективно было бы невозможно. Это была ювелирная работа».
Некоторые технологии разработки трудноизвлекаемых запасов Арктики, применяемые на Восточно-Мессояхском месторождении, не имеют аналогов в России. В марте 2022 года на Восточно-Мессояхском месторождении стартовал первый в России проект цифрового бурения полного цикла — от создания цифровой модели строительства до исполнения на модернизированном буровом станке в режиме автопилота. Искусственный интеллект с комплексом физических модулей и управляющих программ, интегрированных в буровую установку, способен контролировать технологический процесс с учетом особенностей пласта и заданных параметров. В режиме реального времени умная буровая обеспечивает мониторинг и передачу данных из недр в Центр управления строительством скважин, расположенный в Тюмени.
____________________________________
____________________________________
Мессояха:
инженерный полигон вечной мерзлоты
инженерный полигон вечной мерзлоты
Западно-Мессояхское месторождение
Это часть Мессояхского гиганта. Его извлекаемые запасы составляют около 130 млн тонн нефти и 88 млрд кубометров газа. Оно было введено в разработку в 2017 году и стало продолжением начатой ранее истории Восточно-Мессояхского.
Ключевая особенность проекта в том, как его реализовали. Чтобы не строить инфраструктуру заново в суровой Арктике, месторождение «подключили» к уже существующей системе Восточно-Мессояхского. Это позволило сэкономить колоссальные средства и время. Для добычи применяются самые современные методы: горизонтальное бурение и многостадийный гидроразрыв пласта, что необходимо для эффективной работы с глубокими и сложными пластами.
Ключевая особенность проекта в том, как его реализовали. Чтобы не строить инфраструктуру заново в суровой Арктике, месторождение «подключили» к уже существующей системе Восточно-Мессояхского. Это позволило сэкономить колоссальные средства и время. Для добычи применяются самые современные методы: горизонтальное бурение и многостадийный гидроразрыв пласта, что необходимо для эффективной работы с глубокими и сложными пластами.
Стратегически Западно-Мессояхское решает сразу несколько задач.
Во-первых, оно расширяет общую базу добычи на Мессояхе. Во-вторых, служит полигоном для освоения трудноизвлекаемых запасов. А в-третьих, показывает, как можно эффективно и быстро наращивать добычу в удаленной Арктике за счет грамотной интеграции с уже построенными объектами.
Этот проект — часть более масштабного плана. Вместе с другими активами на Ямале, он формирует не просто новое месторождение, а целый многокомпонентный ресурсный кластер. Именно этот кластер и определяет, где «Газпром нефть» будет добывать основные объемы в ближайшие 20–40 лет.
Во-первых, оно расширяет общую базу добычи на Мессояхе. Во-вторых, служит полигоном для освоения трудноизвлекаемых запасов. А в-третьих, показывает, как можно эффективно и быстро наращивать добычу в удаленной Арктике за счет грамотной интеграции с уже построенными объектами.
Этот проект — часть более масштабного плана. Вместе с другими активами на Ямале, он формирует не просто новое месторождение, а целый многокомпонентный ресурсный кластер. Именно этот кластер и определяет, где «Газпром нефть» будет добывать основные объемы в ближайшие 20–40 лет.
«Добыча на месторождении не останавливается ни на минуту. Мы получаем данные со скважин в реальном времени и при необходимости вносим коррективы в процесс добычи, чтобы они давали больше углеводородов и служили дольше.
На Восточной Мессояхе таких скважин сотни: без цифровых технологий тут не обойтись.
Есть и сложные скважины — например, «рыбья кость» с множеством ответвлений, которые позволяют дотянуться до тонких нефтяных пластов».
Технолог на Восточно-Мессояхском месторождении
Егор Емельянов
ДВА МОРЯ
Приразломное
месторождение
месторождение
Приразломное
месторождение
месторождение
Работа на арктическом шельфе — самый сложный уровень для нефтяной компании. Здесь приходится решать задачи, которых нет на суше: экстремальные температуры, штормы, лед, сложная логистика и геология. Любая ошибка здесь обходится значительно дороже.
«Газпром нефть» — единственная в России компания, которая ведет промышленную добычу нефти в таких условиях. Этот уникальный опыт стал ее конкурентным преимуществом: компетенции, полученные на шельфе, используются в других проектах — в Арктике, Сибири и на Сахалине.
Для долгосрочной работы на шельфе компания создала две специализированные структуры. «Газпром нефть шельф» отвечает за проекты в арктических морях, а «Газпромнефть Сахалин» занимается созданием нового нефтяного кластера на Дальнем Востоке.
«Газпром нефть» — единственная в России компания, которая ведет промышленную добычу нефти в таких условиях. Этот уникальный опыт стал ее конкурентным преимуществом: компетенции, полученные на шельфе, используются в других проектах — в Арктике, Сибири и на Сахалине.
Для долгосрочной работы на шельфе компания создала две специализированные структуры. «Газпром нефть шельф» отвечает за проекты в арктических морях, а «Газпромнефть Сахалин» занимается созданием нового нефтяного кластера на Дальнем Востоке.
Этот проект показывает, как «Газпром нефть» научилась добывать нефть в арктических льдах. Приразломное месторождение расположено в Печорском море, его запасы оцениваются примерно в 70 миллионов тонн нефти. Промышленная добыча здесь началась в 2013 году и ключом к ней стала морская ледостойкая платформа «Приразломная», которую обслуживает компания «Газпром нефть шельф». Платформу построили как монолитную конструкцию, способную выдерживать давление тяжелых льдов. Она стоит на грунте и обеспечивает стабильную работу. Как результат: более пяти млн тонн в год, стабильный фонд скважин, наращивание боковых стволов.
Для России и для «Газпром нефти» Приразломное стало символом технологического прорыва.
Для России и для «Газпром нефти» Приразломное стало символом технологического прорыва.
За годы работы Приразломное месторождение стало центром компетенций по морскому бурению. Здесь отработали технологию бурения подо льдом, внедрили многоуровневые системы безопасности и отладили зимние логистические схемы. Эти наработки легли в основу других проектов в Карском море.
Пока на платформе «Приразломная» продолжается добыча, «Газпром нефть» готовит новый крупный проект в Арктике: Южно-Обское месторождение. Оно расположено в Обской губе Карского моря рядом с действующим Новопортовским кластером на Ямале. Запасы месторождения оцениваются в 400 миллионов тонн нефти.
Проект находится на стадии активной разведки. Уже завершено масштабное 3D-сейсмическое изучение участка, что позволило получить детальную цифровую модель недр. Оператором, как и в случае с Приразломным, выступает компания «Газпром нефть шельф».
Ключевая особенность проекта — его интеграция с существующей инфраструктурой. Вместо строительства новой логистики с нуля компания планирует использовать уже созданные мощности Новопортовского кластера: терминал «Ворота Арктики» и флот ледовых танкеров. Это позволит значительно сократить затраты и сроки реализации.
Кроме того, Южно-Обское рассматривается как площадка для внедрения передовых технологий: цифрового бурения, дистанционного управления и новых протоколов безопасности. Проект также станет испытательным полигоном для отечественного оборудования.
Проект находится на стадии активной разведки. Уже завершено масштабное 3D-сейсмическое изучение участка, что позволило получить детальную цифровую модель недр. Оператором, как и в случае с Приразломным, выступает компания «Газпром нефть шельф».
Ключевая особенность проекта — его интеграция с существующей инфраструктурой. Вместо строительства новой логистики с нуля компания планирует использовать уже созданные мощности Новопортовского кластера: терминал «Ворота Арктики» и флот ледовых танкеров. Это позволит значительно сократить затраты и сроки реализации.
Кроме того, Южно-Обское рассматривается как площадка для внедрения передовых технологий: цифрового бурения, дистанционного управления и новых протоколов безопасности. Проект также станет испытательным полигоном для отечественного оборудования.
«Мы единственные на российском шельфе, кто ведет добычу во льдах, и фактически являемся первопроходцами, опытной площадкой для отработки самых современных технологий и подходов. Уже более девяти лет на “Приразломной” бесперебойно и безопасно добывается нефть, а уникальный опыт и компетенции могут быть реализованы на других проектах “Газпром нефти”».
Генеральный директор «Газпром нефть шельфа»
Игорь Рустамов
ШЕЛЬФОВЫЕ ПРОЕКТЫ
1
2
Ключевые проекты
Дальнего Востока
Дальнего Востока
Проект «Сахалин» — стратегический актив «Газпром нефти» для развития на восточном направлении. На шельфе Охотского моря компания создает новый морской нефтяной кластер, ориентированный на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона.
Разведку и подготовку к разработке ведет специализированная структура «Газпром нефть-Сахалин». В будущем промышленная эксплуатация будет осуществляться компанией «Газпром добыча шельф Южно Сахалинск», которая обладает опытом морской добычи. Такое разделение позволяет охватить полный цикл — от геологоразведки до поставки нефти.
Ценность проекта заключается не только в освоении новых запасов, но и в создании целостной промышленной системы. Ее задача — обеспечить стабильные поставки в регион, где спрос на энергоресурсы продолжает расти.
Разведку и подготовку к разработке ведет специализированная структура «Газпром нефть-Сахалин». В будущем промышленная эксплуатация будет осуществляться компанией «Газпром добыча шельф Южно Сахалинск», которая обладает опытом морской добычи. Такое разделение позволяет охватить полный цикл — от геологоразведки до поставки нефти.
Ценность проекта заключается не только в освоении новых запасов, но и в создании целостной промышленной системы. Ее задача — обеспечить стабильные поставки в регион, где спрос на энергоресурсы продолжает расти.
Проект «Сахалин» от «Газпром нефти» развивается в уникальном регионе с богатейшей историей морской добычи. Соседние проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2», реализуемые другими компаниями, десятилетиями формировали здесь технологическую школу и инфраструктуру.
«Сахалин-1», один из крупнейших шельфовых проектов России, долгие годы работал под операторством международного консорциума и был известен своими технологическими рекордами, включая бурение сверхдлинных скважин.
«Сахалин-2» сделал ставку на производство сжиженного природного газа (СПГ), создав первый в России завод СПГ в поселке Пригородное и развернув масштабную инфраструктуру, включающую три морские платформы, транссахалинские трубопроводы и терминал. До 2022 года около 60 % производимого здесь СПГ шло в Японию.
Этот исторический и технологический фон служит для проекта «Газпром нефти» одновременно и ориентиром, и вызовом. Компания приходит в регион, где уже заданы высокие стандарты, но при этом с совершенно новой задачей — создать специализированный нефтяной кластер. Ее проект дополняет уже существующий ландшафт, а в перспективе может стать основой для новых партнерств и синергий в рамках развития всего Дальневосточного шельфа.
«Сахалин-1», один из крупнейших шельфовых проектов России, долгие годы работал под операторством международного консорциума и был известен своими технологическими рекордами, включая бурение сверхдлинных скважин.
«Сахалин-2» сделал ставку на производство сжиженного природного газа (СПГ), создав первый в России завод СПГ в поселке Пригородное и развернув масштабную инфраструктуру, включающую три морские платформы, транссахалинские трубопроводы и терминал. До 2022 года около 60 % производимого здесь СПГ шло в Японию.
Этот исторический и технологический фон служит для проекта «Газпром нефти» одновременно и ориентиром, и вызовом. Компания приходит в регион, где уже заданы высокие стандарты, но при этом с совершенно новой задачей — создать специализированный нефтяной кластер. Ее проект дополняет уже существующий ландшафт, а в перспективе может стать основой для новых партнерств и синергий в рамках развития всего Дальневосточного шельфа.
Огромный потенциал этого направления уже подтвержден двумя крупными открытиями на Аяшском лицензионном участке.
В 2017 году было открыто месторождение «Нептун» с геологическими запасами около 415 млн тонн нефти, что сразу вывело его в число крупнейших на сахалинском шельфе.
А в 2020 году, благодаря глубокому геологическому изучению и применению передовых технологий бурения, последовало второе открытие: месторождение «Тритон». Геологические запасы месторождения, названного в честь античного морского бога, сына Нептуна, оцениваются более чем в 137 млн тонн нефтяного эквивалента, что делает «Тритон» крупным самостоятельным активом.
Именно при изучении «Тритона» впервые в России были опробованы новые технологии. Во-первых, сейсморазведка 3D/4С с применением инновационных российских донных станций «КРАБ». Этот комплекс, разработанный в кооперации с Минпромторгом и научно-производственными предприятиями, впервые позволил отказаться от зарубежного оборудования. Технология 3D/4С обеспечивает высочайшую детализацию изображения геологической среды, что критически важно для точной оценки запасов на сложном шельфе.
Во-вторых, при строительстве поисковой скважины использовалась современная полупогружная установка и комплекс решений для минимизации воздействия на среду. В их числе — технология безрайзерного удаления шлама (RMR), полностью исключившая попадание породы в море, и роторная управляемая система, позволившая сократить сроки работ.
Совокупные запасы «Нептуна» и «Тритона» превышают
500 млн тонн нефтяного эквивалента. Их освоение станет драйвером для развития «Газпром нефти» и всего региона. Компания «Газпромнефть-Сахалин», оператор проекта, рассматривает эти активы как основу для долгосрочной работы на рынках Азиатско-
Тихоокеанского региона.
В 2017 году было открыто месторождение «Нептун» с геологическими запасами около 415 млн тонн нефти, что сразу вывело его в число крупнейших на сахалинском шельфе.
А в 2020 году, благодаря глубокому геологическому изучению и применению передовых технологий бурения, последовало второе открытие: месторождение «Тритон». Геологические запасы месторождения, названного в честь античного морского бога, сына Нептуна, оцениваются более чем в 137 млн тонн нефтяного эквивалента, что делает «Тритон» крупным самостоятельным активом.
Именно при изучении «Тритона» впервые в России были опробованы новые технологии. Во-первых, сейсморазведка 3D/4С с применением инновационных российских донных станций «КРАБ». Этот комплекс, разработанный в кооперации с Минпромторгом и научно-производственными предприятиями, впервые позволил отказаться от зарубежного оборудования. Технология 3D/4С обеспечивает высочайшую детализацию изображения геологической среды, что критически важно для точной оценки запасов на сложном шельфе.
Во-вторых, при строительстве поисковой скважины использовалась современная полупогружная установка и комплекс решений для минимизации воздействия на среду. В их числе — технология безрайзерного удаления шлама (RMR), полностью исключившая попадание породы в море, и роторная управляемая система, позволившая сократить сроки работ.
Совокупные запасы «Нептуна» и «Тритона» превышают
500 млн тонн нефтяного эквивалента. Их освоение станет драйвером для развития «Газпром нефти» и всего региона. Компания «Газпромнефть-Сахалин», оператор проекта, рассматривает эти активы как основу для долгосрочной работы на рынках Азиатско-
Тихоокеанского региона.
Проект
«Сахалин»
«Сахалин»
«Нептун» и «Тритон»:
первые гиганты нового кластера
первые гиганты нового кластера
1
2
Взгляд в будущее:
стратегический контекст региона
стратегический контекст региона
3
Приобское
месторождение
месторождение
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»: наследие Западной Сибири
Салымская группа месторождений
Когда говорят об арктических проектах, легко забыть, что основная добыча в России по-прежнему идет в Западной Сибири. Это финансовый фундамент, который позволяет двигать Арктику, Сахалин и Дальневосточные проекты. И максимальное увеличение нефтеотдачи, и продление жизни «зрелых» гигантских месторождений Западной Сибири (ХМАО и ЯНАО) с помощью передовых технологий — самая сложная, но неизбежная задача.
И решает ее «Газпром нефть», которая относится к своим западносибирским активам не как к «старой базе», а как к полигону, где обкатываются технологии будущего (от интеллектуального бурения до МГРП нового поколения), не единичными мероприятиями, а системной работой по всем направлениям. Причем именно здесь компания впервые доказала, что может прожить без западного сервиса.
И решает ее «Газпром нефть», которая относится к своим западносибирским активам не как к «старой базе», а как к полигону, где обкатываются технологии будущего (от интеллектуального бурения до МГРП нового поколения), не единичными мероприятиями, а системной работой по всем направлениям. Причем именно здесь компания впервые доказала, что может прожить без западного сервиса.
Приобское месторождение разделено на три лицензионных участка, каждым из которых занимаются три крупнейшие компании России. Разработкой южного участка – крупнейшего месторождения «Газпром нефти» — занимается ООО «Газпромнефть-Хантос». Геологические запасы актива оцениваются в 1,6 млрд тонн нефти, из них начальные извлекаемые запасы — 465 млн тонн. На сегодняшний день действующий фонд насчитывает более 2,5 тыс. добывающих и более 1,1 тыс. нагнетательных скважин, объем добываемой нефти в год составляет свыше 10 млн тонн в год. Для поддержания таких объемов здесь ежегодно проводится масштабная программа бурения и геолого-технических работ.
Но главная ценность Приобского еще и в том, что это полигон для отработки новых технологий. Именно здесь горизонтальное бурение, многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) и цифровое моделирование стали стандартными практиками.
Кроме того, Приобское служит кузницей кадров для всей компании. Инженеры, геологи и буровики, получившие здесь опыт работы со сложными коллекторами, теперь составляют основу команд на новых проектах в Арктике и Западной Сибири. Их знания и навыки «Газпром нефть» использует при освоении других месторождений.
Но главная ценность Приобского еще и в том, что это полигон для отработки новых технологий. Именно здесь горизонтальное бурение, многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) и цифровое моделирование стали стандартными практиками.
Кроме того, Приобское служит кузницей кадров для всей компании. Инженеры, геологи и буровики, получившие здесь опыт работы со сложными коллекторами, теперь составляют основу команд на новых проектах в Арктике и Западной Сибири. Их знания и навыки «Газпром нефть» использует при освоении других месторождений.
Салымская группа месторождений, управляемая дочерним обществом «Газпромнефть-Салым», занимает особое место в стратегии «Газпром нефти». Начатый в партнерстве с ведущей международной компанией,
Общество «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», являясь правопреемником легендарного производственного объединения «Ноябрьскнефтегаз», управляет одним из крупнейших и наиболее значимых портфелей месторождений поздней стадии разработки в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах. Предприятие работает с уникальным наследием — 37 месторождениями, которые на протяжении десятилетий были и продолжают оставаться фундаментом нефтедобычи в Западной Сибири. Ключевые активы общества, такие как Вынгаяхинское, Вынгапуровское и Суторминское месторождения, находятся в высокой степени выработки и характеризуются сложными условиями, в первую очередь высокой обводненностью.
этот проект сегодня служит эталоном глубокой технологической интеграции и успешного импортозамещения, демонстрируя способность российской индустрии самостоятельно решать самые сложные задачи. Салымский кластер, включающий Верхнесалымское, Западно-Салымское и Ваделыпское месторождения, признан крупнейшим в России центром компетенций по разработке трудноизвлекаемых запасов.
Флагман группы — Верхнесалымское месторождение, введенное в разработку в 2004 году, обладает извлекаемыми запасами категории С1+С2, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, — 25 млн т.
Его низкопроницаемые коллекторы потребовали создания уникальных технологических решений и массового применения многостадийного гидроразрыва пласта. Следом, в 2006 году, в разработку было введено Западно-Салымское месторождение, которое взяло на себя роль полигона для апробации самых передовых методов интенсификации добычи. Извлекаемые запасы составляют 140 млн т. Ваделыпское месторождение с извлекаемыми запасами 18 млн т, находится на ранней стадии освоения и формирует надежную ресурсную базу для будущего роста всего проекта.
Масштаб деятельности здесь беспрецедентен для проектов такого класса. Ежегодно на месторождениях группы бурится несколько сотен горизонтальных скважин и проводится около тысячи операций многостадийного ГРП. Благодаря этому годовая добыча по Салымскому проекту стабильно превышает 7 млн тонн нефти. Однако главная ценность Салымской группы — не только в текущих объемах добычи, но и в созданном здесь уникальном технологическом пакете, который сегодня тиражируется на других сложных активах компании, становясь новым отраслевым стандартом.
Флагман группы — Верхнесалымское месторождение, введенное в разработку в 2004 году, обладает извлекаемыми запасами категории С1+С2, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, — 25 млн т.
Его низкопроницаемые коллекторы потребовали создания уникальных технологических решений и массового применения многостадийного гидроразрыва пласта. Следом, в 2006 году, в разработку было введено Западно-Салымское месторождение, которое взяло на себя роль полигона для апробации самых передовых методов интенсификации добычи. Извлекаемые запасы составляют 140 млн т. Ваделыпское месторождение с извлекаемыми запасами 18 млн т, находится на ранней стадии освоения и формирует надежную ресурсную базу для будущего роста всего проекта.
Масштаб деятельности здесь беспрецедентен для проектов такого класса. Ежегодно на месторождениях группы бурится несколько сотен горизонтальных скважин и проводится около тысячи операций многостадийного ГРП. Благодаря этому годовая добыча по Салымскому проекту стабильно превышает 7 млн тонн нефти. Однако главная ценность Салымской группы — не только в текущих объемах добычи, но и в созданном здесь уникальном технологическом пакете, который сегодня тиражируется на других сложных активах компании, становясь новым отраслевым стандартом.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОРЫВ
В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Ключевые активы предприятия «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Вынгаяхинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ). Один из ключевых объектов в портфеле предприятия с извлекаемыми запасами свыше 350 млн тонн нефти и конденсата. Введенное в промышленную разработку в 1978 году, это месторождение сегодня выполняет роль флагманского актива для отработки и внедрения технологий увеличения нефтеотдачи (МУН) на поздней стадии разработки. Здесь проверяются на практике сложнейшие методики интенсификации добычи в условиях высокого уровня выработки и обводненности пластов.
Вынгапуровское НГКМ. Крупное месторождение с запасами порядка 200 млн тонн, запущенное в эксплуатацию в 1985 году. Актив выступает в качестве площадки для активного внедрения систем интеллектуального контроля и методов интенсификации добычи, направленных на оптимизацию процессов и повышение эффективности извлечения остаточных запасов.
Суторминское месторождение. Актив с запасами более 150 млн тонн нефти, являющийся объектом для комплексного применения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и технологий бурения горизонтальных скважин. Основная задача — эффективное вовлечение в разработку остаточных запасов и продление жизненного цикла месторождения.
Стратегическая роль кластера определяется его положением на поздней, «зрелой» стадии разработки. Его уникальная ценность для «Газпром нефти» заключается в двойной функции. Во-первых, эти месторождения
Вынгапуровское НГКМ. Крупное месторождение с запасами порядка 200 млн тонн, запущенное в эксплуатацию в 1985 году. Актив выступает в качестве площадки для активного внедрения систем интеллектуального контроля и методов интенсификации добычи, направленных на оптимизацию процессов и повышение эффективности извлечения остаточных запасов.
Суторминское месторождение. Актив с запасами более 150 млн тонн нефти, являющийся объектом для комплексного применения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и технологий бурения горизонтальных скважин. Основная задача — эффективное вовлечение в разработку остаточных запасов и продление жизненного цикла месторождения.
Стратегическая роль кластера определяется его положением на поздней, «зрелой» стадии разработки. Его уникальная ценность для «Газпром нефти» заключается в двойной функции. Во-первых, эти месторождения
формируют стабильный и значительный финансовый поток, который служит основой для инвестиций в новые капиталоемкие проекты, такие как арктические. Во-вторых, кластер является главным полигоном для отработки самых передовых технологий повышения нефтеотдачи (ТПН). Решения, апробированные здесь в сложнейших условиях высокообводненных месторождений, впоследствии тиражируются на другие активы компании. Удержание высокого уровня добычи в такой сложной среде представляет собой задачу, которую коллектив предприятия решает ежедневно.
Таким образом, если Ямал с его новыми арктическими проектами символизирует будущее «Газпром нефти», то Приобское, Салымская группа и кластер «Ноябрьскнефтегаза» составляют основу текущей стабильной добычи в Западной Сибири. Каждый из этих активов вносит свой уникальный вклад в общую систему: Салымская группа служит живой лабораторией по разработке трудноизвлекаемых запасов, а месторождения «Ноябрьскнефтегаза» — это одновременно финансовый хаб и полигон технологий для зрелых активов. В своей совокупности эти объекты наглядно демонстрируют способность компании эффективно работать с любым типом геологии — от трудноизвлекаемых запасов до высокообводненных гигантов, последовательно внедрять инновации и обеспечивать технологический суверенитет на всех направлениях деятельности.
Таким образом, если Ямал с его новыми арктическими проектами символизирует будущее «Газпром нефти», то Приобское, Салымская группа и кластер «Ноябрьскнефтегаза» составляют основу текущей стабильной добычи в Западной Сибири. Каждый из этих активов вносит свой уникальный вклад в общую систему: Салымская группа служит живой лабораторией по разработке трудноизвлекаемых запасов, а месторождения «Ноябрьскнефтегаза» — это одновременно финансовый хаб и полигон технологий для зрелых активов. В своей совокупности эти объекты наглядно демонстрируют способность компании эффективно работать с любым типом геологии — от трудноизвлекаемых запасов до высокообводненных гигантов, последовательно внедрять инновации и обеспечивать технологический суверенитет на всех направлениях деятельности.
____________________________________
____________________________________
В 2022 году был окончательно сформирован поисковый кластер, включающий 29 участков в Красноярском крае и Ямало-Ненецком автономном округе.
В 2023 году было открыто новое месторождение на юге Оренбургской области — в регионе, который до этого считался хорошо изученным. В том же году «Газпром нефть» построила и запустила в работу новый комплекс первичной переработки нефти на Омском НПЗ, который заменил шесть установок предыдущего экологического поколения. В этот проект компания инвестировала 66 млрд рублей. В Тюменской области она открыла топливный терминал «Туринский» с объемом ежегодной перевалки нефтепродуктов до 600 тысяч тонн.
В 2023 году было открыто новое месторождение на юге Оренбургской области — в регионе, который до этого считался хорошо изученным. В том же году «Газпром нефть» построила и запустила в работу новый комплекс первичной переработки нефти на Омском НПЗ, который заменил шесть установок предыдущего экологического поколения. В этот проект компания инвестировала 66 млрд рублей. В Тюменской области она открыла топливный терминал «Туринский» с объемом ежегодной перевалки нефтепродуктов до 600 тысяч тонн.
Освоение арктических месторождений и запуск новых технологических проектов потребовали от «Газпром нефти» модернизации производственной инфраструктуры. Для этого компания сфокусировалась на двух ключевых направлениях: замещении иностранных технологий и подготовке квалифицированных специалистов. Эти задачи взаимосвязаны: современные технологии требуют новых компетенций, а для внедрения инноваций нужны подготовленные кадры.
Необходимость в ускоренном импортозамещении возникла из-за ухода с российского рынка ряда западных поставщиков критически важных технологий — от специализированного программного обеспечения до химических реагентов и сложного оборудования.
Необходимость в ускоренном импортозамещении возникла из-за ухода с российского рынка ряда западных поставщиков критически важных технологий — от специализированного программного обеспечения до химических реагентов и сложного оборудования.
В частности, были заключены соглашения с Республикой Татарстан о совместной разработке химических реагентов и с Университетом Иннополис о создании отечественного программного обеспечения в области геологоразведки и добычи. Параллельно компания ведет прямую работу с российскими производителями оборудования, чтобы находить решения для повышения надежности и эффективности действующих активов.
Яркий пример такого подхода — успешный проект с АО «АГВ».
Яркий пример такого подхода — успешный проект с АО «АГВ».
Вызов, с которым столкнулся заказчик на нефтеперерабатывающем предприятии, состоял в том, что в перекачиваемой среде содержались сторонние включения и фракции. Эти частицы оседали на поверхностях проходных каналов и седел клапанов, вызывая налипание, снижение производительности и преждевременные поломки. В результате компрессор останавливался, приводя к простою и значительным эксплуатационным расходам. Для минимизации и предотвращения данного процесса заказчик использовал ОЕМ-клапаны, но производитель покинул российский рынок.
Задача, поставленная заказчиком: обеспечить замену оригинальных клапанов для компрессоров марки Burckhardt, Howden, Cameron и Neumann Esser. Подобрать оптимальное решение для обеспечения надежности и долговечности, сопоставимой с оригинальными клапанами.
Решение AGV: было предложено заменить оригинальные клапаны на клапаны AGV с DLC-покрытием. DLC-покрытие (алмазно-графитовое покрытие) — одна из самых перспективных технологий для улучшения характеристик металлических деталей, обладающая превосходными антипригарными свойствами, что позволяет минимизировать образование нагара и налипаний на поверхностях клапана.
Полученный результат: DLC-покрытие, нанесенное на клапаны AGV, способствовало снижению образования отложений и налипаний на их поверхности. За счет увеличения износостойкости, ресурс клапана увеличился на 30 % по сравнению с оригиналом; повысилась надежность и предсказуемость работы компрессорного оборудования в загрязненной среде, а также клиент получил уверенность в стабильных сроках поставки запасных частей.
Задача, поставленная заказчиком: обеспечить замену оригинальных клапанов для компрессоров марки Burckhardt, Howden, Cameron и Neumann Esser. Подобрать оптимальное решение для обеспечения надежности и долговечности, сопоставимой с оригинальными клапанами.
Решение AGV: было предложено заменить оригинальные клапаны на клапаны AGV с DLC-покрытием. DLC-покрытие (алмазно-графитовое покрытие) — одна из самых перспективных технологий для улучшения характеристик металлических деталей, обладающая превосходными антипригарными свойствами, что позволяет минимизировать образование нагара и налипаний на поверхностях клапана.
Полученный результат: DLC-покрытие, нанесенное на клапаны AGV, способствовало снижению образования отложений и налипаний на их поверхности. За счет увеличения износостойкости, ресурс клапана увеличился на 30 % по сравнению с оригиналом; повысилась надежность и предсказуемость работы компрессорного оборудования в загрязненной среде, а также клиент получил уверенность в стабильных сроках поставки запасных частей.
Такой подход уже приносит конкретные результаты. В рамках федерального проекта по трудноизвлекаемым запасам «Газпром нефти» удалось заместить 95 % используемого ранее импортного скважинного оборудования и технологий. На специальном полигоне, где было построено более 50 высокотехнологичных скважин, это позволило увеличить эффективность добычи в три раза.
Центральная роль в этой работе принадлежит собственному Научно-техническому центру (НТЦ) компании. Он действует как единая платформа для исследований, технологических разработок и обучения. Помимо формирования стратегии, НТЦ создает собственное программное обеспечение: в настоящее время в разработке и внедрении находится более 30 таких продуктов. Одним из ключевых инструментов центра является Центр управления бурением «ГеоНавигатор» в Санкт-Петербурге. Отсюда осуществляется дистанционный контроль над строительством всех сложных скважин компании, на которые приходится около 60 % всего ежегодного объема бурения.
Параллельно с привлечением внешних партнеров «Газпром нефть» развивает собственные сервисные направления. «Газпромнефть ННГ» выполняет для группы компании работы по бурению и капитальному ремонту скважин, а «Газпромнефть-Снабжение» и «Газпромнефть-СМ» отвечают за снабжение и сервисное обслуживание оборудования. Эти структуры позволяют компании контролировать ключевые этапы жизненного цикла активов, повышая управляемость и операционную устойчивость.
Центральная роль в этой работе принадлежит собственному Научно-техническому центру (НТЦ) компании. Он действует как единая платформа для исследований, технологических разработок и обучения. Помимо формирования стратегии, НТЦ создает собственное программное обеспечение: в настоящее время в разработке и внедрении находится более 30 таких продуктов. Одним из ключевых инструментов центра является Центр управления бурением «ГеоНавигатор» в Санкт-Петербурге. Отсюда осуществляется дистанционный контроль над строительством всех сложных скважин компании, на которые приходится около 60 % всего ежегодного объема бурения.
Параллельно с привлечением внешних партнеров «Газпром нефть» развивает собственные сервисные направления. «Газпромнефть ННГ» выполняет для группы компании работы по бурению и капитальному ремонту скважин, а «Газпромнефть-Снабжение» и «Газпромнефть-СМ» отвечают за снабжение и сервисное обслуживание оборудования. Эти структуры позволяют компании контролировать ключевые этапы жизненного цикла активов, повышая управляемость и операционную устойчивость.
Новые технологии требуют от сотрудников новых компетенций: работы с цифровыми моделями месторождений, анализа данных с помощью алгоритмов ИИ, знания специфики арктических проектов. Чтобы решить задачу привлечения и подготовки таких специалистов, компания развивает корпоративную систему образования. Ее основу составляет «Лига вузов «Газпром нефти», которая в 2025 году пополнилась Балтийским государственным техническим университетом «Военмех». Совместные программы нацелены на подготовку инженеров, способных работать с комплексными производственными системами. В 2025 году эта работа была отмечена в рейтинге РБК, где «Газпром нефть» была признана лучшим работодателем в нефтяной отрасли России. Ежегодно около двух тысяч выпускников-стажеров начинают работать в компании, а десятки тысяч действующих сотрудников проходят программы переподготовки.
Еще одним направлением кадровой работы является взаимодействие с регионами присутствия, включая создание рабочих мест и реализацию социальных программ в районах Крайнего Севера.
Таким образом «Газпром нефть» решает задачу создания в стране полного цикла — от разработки технологии до ее внедрения специалистами — и обеспечивает текущую производственную деятельность, а также и закладывает фундамент для долгосрочного развития своих технологий.
Еще одним направлением кадровой работы является взаимодействие с регионами присутствия, включая создание рабочих мест и реализацию социальных программ в районах Крайнего Севера.
Таким образом «Газпром нефть» решает задачу создания в стране полного цикла — от разработки технологии до ее внедрения специалистами — и обеспечивает текущую производственную деятельность, а также и закладывает фундамент для долгосрочного развития своих технологий.
Подготовка кадров
13 августа 2025 года «Газпром нефть» объявила о разработке и успешных испытаниях первой в России технологии бурения боковых стволов горизонтальных скважин с использованием титановых игл. Пилотные испытания на месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) показали увеличение добычи трудноизвлекаемой нефти на 36 %.
АО «АГВ»: как мы увеличили ресурс клапанов на 30 % в условиях загрязненной среды
_________________________
_________________________
ТЕХНОЛОГИи И КАДРЫ
Работа в Арктике изначально ставила перед «Газпром нефтью» парадоксальную задачу. Чтобы начать добывать нефть, ее сначала нужно было научиться вывозить. Полное отсутствие инфраструктуры и экстремальные условия Севера превращали логистику из сервисной функции в главное условие жизнеспособности любого проекта. Эта задача усложнялась необходимостью не просто доставлять грузы, а обеспечивать круглогодичную и безопасную навигацию по Северному морскому пути, который становился стратегической артерией для поставок на быстрорастущие рынки Азии.
Решение, связавшее море и сушу, оказалось неожиданным и революционным. Компания построила собственный арктический флот танкеров ARC-класса, способных самостоятельно идти через лед толщиной до 1,8 метра, и современные ледоколы поддержки. А также выстроила глубоководный терминал в Мурманске.
Если смотреть на карту страны, кажется, что Северный морской путь — просто удобная линия вдоль побережья. Но в реальности СМП — огромная инфраструктурная система со множеством современных портов, терминалов, ледокольным флотом и десятками нефтегазовых проектов.
Сегодня значение Северного морского пути только растет. Во-первых, нет лучшего коридора, чтобы переориентировать экспорт с Европы на Восток. Во-вторых, по СМП идут грузы, которые раньше не могли проходить севером в принципе — нефть, СПГ, нефтепродукты и металлы. К 2030 году по плану здесь должно пройти около 109 млн тонн грузов.
Решение, связавшее море и сушу, оказалось неожиданным и революционным. Компания построила собственный арктический флот танкеров ARC-класса, способных самостоятельно идти через лед толщиной до 1,8 метра, и современные ледоколы поддержки. А также выстроила глубоководный терминал в Мурманске.
Если смотреть на карту страны, кажется, что Северный морской путь — просто удобная линия вдоль побережья. Но в реальности СМП — огромная инфраструктурная система со множеством современных портов, терминалов, ледокольным флотом и десятками нефтегазовых проектов.
Сегодня значение Северного морского пути только растет. Во-первых, нет лучшего коридора, чтобы переориентировать экспорт с Европы на Восток. Во-вторых, по СМП идут грузы, которые раньше не могли проходить севером в принципе — нефть, СПГ, нефтепродукты и металлы. К 2030 году по плану здесь должно пройти около 109 млн тонн грузов.
Когда нефть Novy Port впервые ушла в Азию северным маршрутом, многие относились к этому как к разовому кейсу. Сейчас это стабильный поток: арктические суда компании работают круглогодично. Некоторые идут через лед толщиной до двух метров, не заходя за ледоколом. Эта автономность стала главным козырем компании на фоне санкций и закрытой логистики. Китайские и индийские компании заинтересованы в поставках по СМП по двум причинам: из-за меньшего времени доставки по сравнению с маршрутом через Суэц, и из-за высокой стабильности поставок, так как Россия не зависит от геополитики на Ближнем Востоке.
Российская арктическая стратегия оказалась устойчивее, чем ожидали иностранные аналитики. Во-первых, потому что «Газпром нефть» и другие нефтегазовые компании заранее создали собственный флот. Во-вторых, потому что Северный морской путь стал выгоднее, чем южные маршруты.
Не стоит забывать, что Арктика теперь — не только добыча, но еще и огромный объем строительства. Порты, причалы, ледостойкие терминалы, дороги зимней логистики — это тысячи рабочих мест и экономический эффект для регионов. Наиболее важными точками Северного морского пути стали Мурманск, Сабетта, «Дудинка» и Архангельск.
Эта инфраструктура ускоряет проекты «Газпром нефти» так же сильно, как и сами месторождения. Без нее арктическая добыча была бы бессмысленна.
Российская арктическая стратегия оказалась устойчивее, чем ожидали иностранные аналитики. Во-первых, потому что «Газпром нефть» и другие нефтегазовые компании заранее создали собственный флот. Во-вторых, потому что Северный морской путь стал выгоднее, чем южные маршруты.
Не стоит забывать, что Арктика теперь — не только добыча, но еще и огромный объем строительства. Порты, причалы, ледостойкие терминалы, дороги зимней логистики — это тысячи рабочих мест и экономический эффект для регионов. Наиболее важными точками Северного морского пути стали Мурманск, Сабетта, «Дудинка» и Архангельск.
Эта инфраструктура ускоряет проекты «Газпром нефти» так же сильно, как и сами месторождения. Без нее арктическая добыча была бы бессмысленна.
____________________________________
____________________________________
В 2021 году «Газпром нефть» впервые преодолела рубеж в 100 млн тонн добычи углеводородов. Началась промышленная разработка Тазовского месторождения (это был первый в России нефтепромысел, запущенный в условиях пандемии). С Тазовского месторождения началось сотрудничество «Газпром нефти» с «Лукойлом» по созданию нового нефтегазового кластера. Тогда же заработали газопровод с Новопортовского месторождения, который проходит в том числе по дну Обской губы (он стал частью проекта «Газ Ямала», цель которого — разработка перспективных месторождений на юге полуострова), и нефтепровод с Чаяндинского месторождения.
ЛОГИСТИКА
КАК СТРАТЕГИЧЕСКИЙ АКТИВ
И ОГРАНИЧЕНИЕ
КАК СТРАТЕГИЧЕСКИЙ АКТИВ
И ОГРАНИЧЕНИЕ
Научно-технический центр «Газпром нефти» (НТЦ) занимается решением практических задач, с которыми компания сталкивается в своей деятельности. Ключевые из них: освоение трудноизвлекаемых запасов и рост требований к экологической безопасности и эффективности. Традиционные методы часто не подходят для работы в Арктике или с ультранизкопроницаемыми коллекторами, что делает актуальной разработку новых технологических решений.
Работа строится по принципу полного цикла: НТЦ определяет стратегические направления и создает новые технологии, а специализированные инжиниринговые компании «Газпромнефть-Гео» и «Газпромнефть-Геошельф» внедряют их на практике, выполняя весь комплекс геологоразведочных работ. Их задача — превратить разведку в более точный и предсказуемый процесс.
Значительная часть исследований посвящена цифровому моделированию и работе с большими данными. Создание цифровых двойников керна и пластов позволяет проводить тысячи виртуальных экспериментов, которые физически невозможны или экономически нецелесообразны в реальности. Например, можно смоделировать поведение пласта при многостадийном гидроразрыве или спрогнозировать дебит скважины. Этот подход помогает снизить риски и сократить затраты на этапе разведки и проектирования.
Работа строится по принципу полного цикла: НТЦ определяет стратегические направления и создает новые технологии, а специализированные инжиниринговые компании «Газпромнефть-Гео» и «Газпромнефть-Геошельф» внедряют их на практике, выполняя весь комплекс геологоразведочных работ. Их задача — превратить разведку в более точный и предсказуемый процесс.
Значительная часть исследований посвящена цифровому моделированию и работе с большими данными. Создание цифровых двойников керна и пластов позволяет проводить тысячи виртуальных экспериментов, которые физически невозможны или экономически нецелесообразны в реальности. Например, можно смоделировать поведение пласта при многостадийном гидроразрыве или спрогнозировать дебит скважины. Этот подход помогает снизить риски и сократить затраты на этапе разведки и проектирования.
Инженерные разработки также нацелены на преодоление конкретных ограничений. Так, создание буровых растворов, устойчивых к арктическим температурам или агрессивным солям, вызвано необходимостью работы в новых регионах. Исследования в области катализа и глубокой переработки направлены на увеличение глубины переработки сырья и создание продуктов с более высокой добавленной стоимостью, таких как базовые масла или компоненты для нефтехимии.
Вопросы экологии интегрированы в большинство проектов. Разработка методов улавливания углерода, биоремедиации или замкнутых систем водопользования обусловлена как новыми регуляторными требованиями, так и необходимостью минимизировать воздействие на окружающую среду в чувствительных экосистемах.
Вопросы экологии интегрированы в большинство проектов. Разработка методов улавливания углерода, биоремедиации или замкнутых систем водопользования обусловлена как новыми регуляторными требованиями, так и необходимостью минимизировать воздействие на окружающую среду в чувствительных экосистемах.
В 2021 году «Газпром нефть» впервые преодолела рубеж в 100 млн тонн добычи углеводородов. Началась промышленная разработка Тазовского месторождения (это был первый в России нефтепромысел, запущенный в условиях пандемии). С Тазовского месторождения началось сотрудничество «Газпром нефти» с «Лукойлом» по созданию нового нефтегазового кластера. Тогда же заработали газопровод с Новопортовского месторождения, который проходит в том числе по дну Обской губы (он стал частью проекта «Газ Ямала», цель которого — разработка перспективных месторождений на юге полуострова), и нефтепровод с Чаяндинского месторождения.
НАУЧНЫЙ ОТВЕТ
НА НОВЫЕ РЕАЛИИ
НА НОВЫЕ РЕАЛИИ
Работа научного центра «Газпром нефти» над экологичными технологиями реализуется в природоохранных проектах компании. В Арктике и на Балтийском море, где экосистемы особенно уязвимы, соблюдение высоких экологических стандартов является обязательным условием работы.
На Балтийском море, где обитают редкие виды, такие как балтийская морская свинья и кольчатая нерпа, «Газпром нефть» внедряет ряд решений. Например, морские суда компании работают на СПГ. Для их заправки был построен первый в России СПГ-бункеровщик «Дмитрий Менделеев», что позволяет сократить выбросы в атмосферу.
На нефтеперерабатывающих заводах в Омске и Москве реализована программа модернизации, благодаря которой они соответствуют современным экологическим стандартам. Глубина переработки нефти достигла 99 %, что позволяет извлекать из сырья максимальное количество полезных продуктов. На заводах работают системы автоматического мониторинга воздуха и высокотехнологичные комплексы очистки воды «Биосфера», а также используется солнечная генерация.
На Балтийском море, где обитают редкие виды, такие как балтийская морская свинья и кольчатая нерпа, «Газпром нефть» внедряет ряд решений. Например, морские суда компании работают на СПГ. Для их заправки был построен первый в России СПГ-бункеровщик «Дмитрий Менделеев», что позволяет сократить выбросы в атмосферу.
На нефтеперерабатывающих заводах в Омске и Москве реализована программа модернизации, благодаря которой они соответствуют современным экологическим стандартам. Глубина переработки нефти достигла 99 %, что позволяет извлекать из сырья максимальное количество полезных продуктов. На заводах работают системы автоматического мониторинга воздуха и высокотехнологичные комплексы очистки воды «Биосфера», а также используется солнечная генерация.
Компания также ведет долгосрочные программы мониторинга окружающей среды. Например, в Баренцевом море уже десять лет реализуется проект по изучению биоразнообразия в районе Приразломного месторождения.
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» проводит масштабные лесовосстановительные работы в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах. За последние три года на территории свыше тысячи гектаров высадили сеянцы сосны обыкновенной.
В 2023-м программа лесовосстановления была реализована на площади более 400 гектарах.
За последние 5 лет при поддержке «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» в воды Обь-Иртышского бассейна выпущено более 17 млн мальков пеляди, пыжьяна, муксуна и других пород.
Таким образом, экологические инициативы «Газпром нефти» включают как технологические решения на производстве, так и масштабные научные программы по сохранению природы в регионах работы.
В 2023-м программа лесовосстановления была реализована на площади более 400 гектарах.
За последние 5 лет при поддержке «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» в воды Обь-Иртышского бассейна выпущено более 17 млн мальков пеляди, пыжьяна, муксуна и других пород.
Таким образом, экологические инициативы «Газпром нефти» включают как технологические решения на производстве, так и масштабные научные программы по сохранению природы в регионах работы.
В 2020 году «Газпром нефть» присоединилась к Глобальному договору ООН — международной инициативе в сфере устойчивого развития и корпоративной социальной ответственности. «Газпром нефть» стала одним из лидеров международного рейтинга CDP, авторитетного исследования бизнеса по показателям климатической ответственности. Она получила рейтинг категории «B».
____________________________________
____________________________________
«Мы не просто модернизировали производство, по сути, построили новое предприятие, которое сочетает максимальную эффективность, экологичность, современное оборудование и цифровые технологии. На заводах работают системы автоматического мониторинга чистоты воздуха с передачей данных в онлайн-режиме, а высокотехнологичные комплексы очистки воды «Биосфера» помогают сохранять миллионы кубометров воды. Омский НПЗ частично обеспечивает себя энергией за счет солнечной электростанции».
Начальник управления развития Омского НПЗ
Ольга Карасева
«Приоритетом каждого проекта «Газпром нефти» является его безопасность для природы и человека. Для этого мы используем передовые подходы, внедряем самые новые технологии и отслеживаем десятки параметров, отражающих благополучие экосистемы регионов нашей деятельности. В этом году исполнилось 10 лет с запуска программы мониторинга биоразнообразия в Баренцевом море. Этот масштабный проект помог не только подтвердить экологичность разработки Приразломного месторождения, но и стал самым продолжительным и обширным научным исследованием природного мира этой части арктического шельфа России».
Начальник управления производственной
безопасности «Газпром нефти»
Виктор Сорокин
ЭКОЛОГИЯ КАК НОВЫЙ СТАНДАРТ ВЕДЕНИЯ БИЗНЕСА
____________________________________
____________________________________
«Газпром нефть» разработала и внедряет комплексную стратегию освоения Арктики, которая объединяет задачи добычи, логистики, внедрения инноваций и устойчивого развития. Эта работа соответствует государственным приоритетам, закрепленным в Энергетической стратегии РФ до 2050 года, где освоение Арктики обозначено как ключевое направление. Крупнейшие проекты компании, такие как Новопортовское, Приразломное и Мессояхское месторождения, являются частью системной работы. Добыча на этих активах обеспечивает около 30 % всей нефти компании, добываемой за Полярным кругом, и служит основой для будущего роста. Ведется и разведка новых перспективных регионов: например,
в 2025 году компания получила лицензии на геологическое изучение шести участков на севере Красноярского края, формируя новый поисковый кластер в Арктике.
Стратегия компании в Арктике неотделима от масштабной научной работы, которая обеспечивает экологическую безопасность. Наглядным примером является 10-летняя программа экологического мониторинга в районе Приразломного месторождения, ставшая одним из крупнейших исследований арктической природы России. Совместно с научными институтами, включая Центр морских исследований МГУ, компания сформировала комплексную базу данных о морской экосистеме юго-восточной части Баренцева моря.
в 2025 году компания получила лицензии на геологическое изучение шести участков на севере Красноярского края, формируя новый поисковый кластер в Арктике.
Стратегия компании в Арктике неотделима от масштабной научной работы, которая обеспечивает экологическую безопасность. Наглядным примером является 10-летняя программа экологического мониторинга в районе Приразломного месторождения, ставшая одним из крупнейших исследований арктической природы России. Совместно с научными институтами, включая Центр морских исследований МГУ, компания сформировала комплексную базу данных о морской экосистеме юго-восточной части Баренцева моря.
В ходе экспедиций общей продолжительностью свыше 400 суток были детально изучены популяции краснокнижных видов, таких как атлантический морж, собраны данные о состоянии воды, воздуха и донных отложений. Этот беспрецедентный по длительности проект позволил получить бесценные сведения о природе арктического шельфа и подтвердить устойчивое состояние экосистемы в районе производственной деятельности.
Однако ключевой задачей отрасли остается вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. По данным Роснедр, 80–90 % открываемых в последние годы месторождений относятся к мелким, растет доля ТРИЗ, а районы разведки смещаются на Восток и Крайний Север. Дополнительными вызовами являются сложные климатические условия, санкционные ограничения и перестройка логистики экспорта.
В рамках Энергостратегии-2050 особое внимание уделяется также проекту «КиберТЭК», нацеленному на создание цифрового двойника всей нефтяной отрасли России. Для достижения стратегических целей потребуется разработка более 70 новых технологий, что стимулирует активную инновационную деятельность в отрасли.
Таким образом, стратегия «Газпром нефти» через глубокую технологическую модернизацию, импортозамещение, инвестиции в экологическую науку и стратегическое партнерство обеспечивает как свои операционные задачи, так и национальные энергетические приоритеты.
Однако ключевой задачей отрасли остается вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. По данным Роснедр, 80–90 % открываемых в последние годы месторождений относятся к мелким, растет доля ТРИЗ, а районы разведки смещаются на Восток и Крайний Север. Дополнительными вызовами являются сложные климатические условия, санкционные ограничения и перестройка логистики экспорта.
В рамках Энергостратегии-2050 особое внимание уделяется также проекту «КиберТЭК», нацеленному на создание цифрового двойника всей нефтяной отрасли России. Для достижения стратегических целей потребуется разработка более 70 новых технологий, что стимулирует активную инновационную деятельность в отрасли.
Таким образом, стратегия «Газпром нефти» через глубокую технологическую модернизацию, импортозамещение, инвестиции в экологическую науку и стратегическое партнерство обеспечивает как свои операционные задачи, так и национальные энергетические приоритеты.
Через тридцать лет «Газпром нефть» подошла к новому этапу развития. Сегодня компания — не просто добывающее предприятие. Она строит целые системы для работы в самых трудных условиях, от Арктики до глубоких пластов. Опыт работы на этих проектах — от разработки месторождений до создания собственного программного обеспечения — стал основой для технологического суверенитета компании.
Именно в этом и заключается суть ее трансформации. «Газпром нефть» перешла от управления ресурсами к проектированию и внедрению целостных технологических решений. Эти решения, проверенные на практике, позволяют России сохранять независимость в критически важных отраслях и реализовывать масштабные проекты, опираясь на собственные компетенции.
Именно в этом и заключается суть ее трансформации. «Газпром нефть» перешла от управления ресурсами к проектированию и внедрению целостных технологических решений. Эти решения, проверенные на практике, позволяют России сохранять независимость в критически важных отраслях и реализовывать масштабные проекты, опираясь на собственные компетенции.
СТРАТЕГИЧЕСКИЙ ОТВЕТ:
КОНСОЛИДАЦИЯ УСИЛИЙ
В РАМКАХ ЭНЕРГОСТРАТЕГИИ-2050
КОНСОЛИДАЦИЯ УСИЛИЙ
В РАМКАХ ЭНЕРГОСТРАТЕГИИ-2050
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84