ПАО «НК «Роснефть». Годовой отчёт за 2020 год - часть 3

РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОГРАММЫ ПО ПОВЫШЕНИЮ 
РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО 
НЕФТЯНОГО ГАЗА

1 

 Актив, совместно управляемый с ПАО «Газпром нефть».

По итогам 2020 года уро-
вень полезного использо-
вания попутного нефтяного 
газа (ПНГ) по зрелым акти-
вам, без учета новых и раз-
вивающихся месторождений 
(Сузунское, Среднеботуобинское, 
Тагульское, Лодочное, Восточно-
Мессояхское, Юрубчено-
Тохомское, Кондинское, 
Русское, Куюмбинское, Северо-
Комсомольское, им. Требса 
и им. Титова), которые еще только 
обустраиваются газовой инфра-
структурой, составил 94,3 %. 
С учетом развивающихся и новых 
месторождений, находящихся 
на ранней стадии разработки, 
уровень использования ПНГ 
составил 74,8 %. 

В 2020 году завершено строи-
тельство 21 объекта по использо-
ванию ПНГ. Наиболее значимые 
объекты:

•

Комплекс сооружений (первый
этап – четыре газоперекачи-
вающих агрегата) по закачке
ПНГ в пласт на Юрубчено-
Тохомском месторожде-
нии в АО «Востсибнефтегаз».
С августа 2020 года начата
поэтапная закачка газа
в систему поддержания пласто-
вого давления. Объем закачки
в 2020 году составил около
190 млн куб. м.

•

Троицкая компрессорная стан-
ция в ООО «РН-Краснодар-
нефтегаз» производительностью
250 млн куб. м в год.

Ванкорский  

кластер

3,7

 млрд куб. м

 

Поддержание уровня 
полезного исполь-
зования ПНГ 98,4 % 
на Ванкорском место-
рождении. В 2020 году 
достигнут объем поставки 
газа в «Газпром» 
в 34,5 млрд куб. м с апреля 
2014 года с даты начала 
поставки

«Самотлор нефтегаз»

6,1

 млрд куб. м

 

Рост добычи соста-
вил 2,2 % относительно 
2019 года в связи с уве-
личением поставки ПНГ 
на переработку на ГПЗ. 
Поддержание уровня 
полезного использования 
ПНГ 98,6 % на Самотлорском 
месторождении

«Пурнефтегаз»

2,5

 млрд куб. м

 

Поддержание уровня 
полезного исполь-
зования ПНГ 99,2 % 
в ООО «РН-Пур нефтегаз»

«Юганск нефтегаз»

4,8

 млрд куб. м

 

Увеличение поставки ПНГ 
на переработку на ГПЗ 
за счет ускоренной замены 
компрессорного агре-
гата на КС-2 Приобского 
месторождения и ввода 
в эксплуатацию газопро-
вода с месторождения им. 
Московцева

«Верхнечонск-

нефтегаз»

1,3

 млрд куб. м

 

Рост добычи составил 5,9 % 
относительно 2019 года 
за счет увеличения закачки 
газа в ПХГ

•

Газотурбинная электростан-
ция мощностью 50,5 МВт
на Среднеботуобинском место-
рождении ООО «Таас-Юрях
Нефтегазодобыча».

•

Компрессорная стан-
ция с установкой
подготовки газа на Восточно-
Мессояхском месторождении
в АО «Мессояханефтегаз»

1

.

С июля 2020 года начата 
закачка газа в подземное хра-
нилище (ПХГ). Объем закачки 
в 2020 году составил около 
500 млн куб. м.

Остальные объекты являются 
элементами систем сбора, под-
готовки и транспортировки ПНГ.

РАЗРАБОТКА 
НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Добыча ПНГ в 2020 году

3

 млн т

+7 % – добыча жидких 
углеводородов 
в 2020 году

В рамках реализации проекта 
по освоению Эргинского кла-
стера начата полномасштаб-
ная разработка его ключевого 
актива – Эргинского лицен-
зионного участка. На нем в конце 
августа 2020 года состоялся 
запуск напорного нефтепровода 
до Приобского месторождения 
и стартовала отгрузка товарной 
нефти в трубопроводную систему 
ПАО «Транснефть». На участке 
продолжаются эксплуатационное 
бурение на девяти кустовых пло-
щадках, строительство объектов 
инфраструктуры, внутрипромыс-
ловых трубопроводов и линий 
электропередач. Выполнена 
поставка и осуществляется 
монтаж оборудования первого 
пускового комплекса объекта 
подготовки и транспорта нефти, 
запуск которого запланиро-
ван на 2021 год. Ранее в рамках 
освоения кластера уже запу-
щены Кондинское и Западно-
Эргинское месторождения.

На Кондинском месторо-
ждении с начала реализа-
ции проекта добыто 7,2 млн т 
нефти (в том числе 2,6 млн т 
в 2020 году), введено 478 сква-
жин на 23 кустовых площадках, 
запущены основные объекты 
инфраструктуры. В 2020 году 
в рамках реализации третьего 
этапа разработки месторожде-
ния начато бурение на трех 
новых кустовых площадках. 
Транспортировка товарной 
нефти в систему магистральных 
нефтепроводов осуществляется 
по трубопроводу протяженно-
стью 68 км.

За 2020 год на месторождениях 
кластера пробурены 272 сква-
жины, объем добычи жидких 
углеводородов составил 3 млн т 
(+7 % к 2019 году).

ЭРГИНСКИЙ КЛАСТЕР

Продолжается реализация стратегического 

проекта в Ханты-Мансийском автономном 

округе – Югре по разработке Эргинского 

кластера, в состав которого входят 

пять лицензионных участков: Кондинский, 

Западно-Эргинский, Эргинский, Чапровский 

и Новоендырский. 

71

70

ВАНКОРСКИЙ КЛАСТЕР

Компания продолжает работы по формированию Ванкорского кластера (на базе 

Ванкорского месторождения), где успешно запущены и разрабатываются Сузунское 

и Тагульское месторождения. Ведутся работы по подготовке к запуску Лодочного 

месторождения, которое обеспечит окончательное формирование кластера.

Продолжается реализация вто-
рой очереди обустройства, 
предусматривающей строи-
тельство объектов газовой про-
граммы: установки подготовки 
газа с компрессорной стан-
цией, межпромыслового газо-
провода Сузун – Ванкор, кустов 
газовых скважин. Завершено 
строительство трех подводных 
переходов методом наклонно 
направленного бурения общей 
протяженностью 2,2 тыс. м. 
Осуществляется строительство 
межпромыслового газопровода 
Сузун – Ванкор.

Реализуется программа доизу-
чения нового объекта раз-
работки (пласт Нх-3) с целью 
дальнейшего вовлечения в раз-
работку. Продолжается про-
грамма разбуривания южной 
части месторождения.

За 2020 год на месторожде-
нии пробурено 20 скважин, 
в том числе семь многоза-
бойных. Объем добычи жид-
ких углеводородов составил 
2,1 млн т. 

СУЗУНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ 

ТАГУЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Продолжаются работы 
по строительству объектов 
обустройства месторождения, 
кустовых площадок и прочих 
объектов инфраструктуры.

Реализуется программа раз-
буривания месторождения 
с целью вовлечения дополни-
тельных объектов разработки.

За 2020 год пробурена 61 сква-
жина, в том числе 33 многоза-
бойных. Объем добычи жидких 
углеводородов составил 
1,4 млн т. 

ЛОДОЧНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

В рамках подготовки к промыш-
ленной разработке продолжа-
ется этап опытно-промышленной 
эксплуатации месторождения. 

Ведется эксплуатационное буре-
ние на крупнейших по объему 
запасов объектах разработки – 
пластах яковлевской свиты. 
Осуществляются строитель-
но-монтажные работы на объек-
тах инфраструктуры и объектах 
подготовки нефти и газа с целью 
обеспечения технологического 
запуска ключевых объектов 
месторождения.

За 2020 год пробурено 11 сква-
жин, в том числе пять много-
забойных. Объем добычи 
жидких углеводородов составил 
0,8 млн т. 

2,1

 млн т –

добыча жидких 
углеводородов 
в 2020 году

0,8

 млн т –

добыча жидких 
углеводородов 
в 2020 году

0,3

 млн т –

добыча жидких 
углеводородов 
в 2020 году

1,4

 млн т –

добыча жидких 
углеводородов 
в 2020 году

ДАНИЛОВСКИЙ КЛАСТЕР

Продолжается реализация проекта по разработке Северо-

Даниловского месторождения. Компактное расположение, а также 

близость Верхнечонского месторождения позволят получить значимый 

синергетический эффект в результате совместного использования наземной 

инфраструктуры.

В 4-м квартале 2020 года 
состоялся запуск Северо-
Даниловского месторождения. 
После завершения гидрав-
лических испытаний была 
обеспечена отгрузка нефти 
с месторождения по нефте-
проводу до Верхнечонского 
месторождения протяженно-
стью 93 км. С целью рацио-
нального использования ПНГ 
на месторождении введен в экс-
плуатацию мобильный энер-
гоцентр мощностью 4 МВт, 
который будет основным источ-
ником энергии до завершения 
строительства газотурбинной 
электростанции мощностью 
31 МВт. Продолжаются строи-
тельство кустовых площадок 
и эксплуатационное бурение, 

строительство объектов инфра-
структуры и автодорог. Начаты 
строительно-монтажные 
работы на объектах подготовки 
и транспорта нефти. 

За 2020 год на месторождении 
пробурено 18 скважин, добыча 
жидких углеводородов соста-
вила 0,3 млн т.

Ведутся масштабное строи-
тельство кустовых площадок 
и внутрипромысловых автодо-
рог, инженерная подготовка 
строительства производствен-
ных объектов. Обустройство 
месторождения включает в себя 
бурение более 90 скважин 
на кустовых площадках, строи-
тельство системы поддержания 

пластового давления и дру-
гих первоочередных объектов 
инфраструктуры.

В декабре 2020 г. 
ПАО «НК «Роснефть» и 
Equinor закрыли сделку, в 
результате которой нор-
вежская компания приоб-
рела 49 % ООО КрасГеоНац»

1

, 

занима ющегося  разработкой 
Даниловского кластера.

1 

В марте 2021 г. переименовано в ООО «Ангаранефть».

73

72

4,8

 млн т

+21 % – добыча 
жидких 
углеводородов 
в 2020 году

СРЕДНЕБОТУОБИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Компания ведет разра-
ботку Центрального блока 
и Курунгского лицензионного 
участка Среднеботуобинского 
нефтегазоконденсатного место-
рождения, которое входит 
в тройку самых крупных активов 
в Восточной Сибири.

По итогам 2020 года добыча 
жидких углеводородов достигла 
4,8 млн т, что на 21 % выше уровня 
2019 года. Среднесуточная 
добыча на конец года соста-
вила 13,7 тыс. т / сут., что соот-
ветствует проектному уровню 
5 млн т в год. Продолжается 
тиражирование строительства 
многозабойных скважин, в том 
числе по конструкции «фиш-
бон». Пробурена первая в мире 
15-ствольная многозабойная 
скважина общей протяженностью 

12 792 м, из них 10 310 м в кол-
лекторе. За 2020 год пробу-
рено 56 скважин, в том числе 
38 многозабойных.

Добыча с начала промышленной 
эксплуатации месторождения 
составила 15 млн т. 

На месторождении закончено 
строительство газотурбин-
ной электростанции собствен-
ных нужд проектной мощностью 
50 Мвт, вахтового жилого 
комплекса на 400 мест, продол-
жается строительство газоком-
прессорной станции высокого 
давления для целей поддержа-
ния пластового давления и уве-
личения уровня полезного 
использования ПНГ, ведется 
подготовка кустовых площадок 
для последующего бурения.

Продолжается реализация 
проекта по освоению расши-
ренного первоочередного 
участка Юрубчено-Тохомского 
месторождения, расположен-
ного в Эвенкийском районе 
Красноярского края.

За 2020 год пробурено 40 сква-
жин, в том числе четыре много-
забойных. Успешно применяется 
технология «бурение с регу-
лируемым давлением», позво-
ляющая достигать проектные 
глубины добывающих скважин 
с горизонтальным окончанием. 
Применение горизонтального 
бурения позволяет эффективно 
разрабатывать месторождение 
в условиях трещинно-каверно-
вого типа коллектора с крайне 
неоднородными фильтраци-
онно-емкостными свойствами 
по вертикали и площади. 

В рамках разработки 
Юрубчено-Тохомского место-
рождения Компания осваивает 

вендские и рифейские отло-
жения, отличающиеся слож-
ным геологическим строением. 
Пласты вендских отложений 
залегают на поверхности самых 
древних на планете продуктив-
ных рифейских отложений, воз-
раст которых составляет более 
1 млрд лет. В августе 2020 года 
вендские отложения были 
вскрыты эксплуатационной 
скважиной с запускным деби-
том нефти 149 т/сут. Позднее 
было завершено строительство 
рекордной для рифейских отло-
жений многозабойной скважины 
с четырьмя горизонтальными 
стволами. Общая протяжен-
ность скважины – 5 280 м, гори-
зонтального участка – 2 220 м. 
Пусковой дебит нефти составил 
281,5 т/сут, что в разы превы-
шает среднероссийские показа-
тели новых скважин. 

В августе 2020 года осуще-
ствлен запуск газокомпрес-
сорной станции в объеме 

ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

3

 млн т –

добыча жидких  
углеводородов 
в 2020 году

первого пускового комплекса 
(590 млн куб. м в год). 
Газокомпрессорная станция 
является ключевым объек-
том инвестиционной газовой 
программы, обеспечивающим 
утилизацию ПНГ посредством 
его закачки в пласт с целью 
организации системы поддер-
жания пластового давления. 
Общий объем накопленной 
закачки с начала разработки 
составил 198 млн куб. м.

Выход газокомпрессор-
ной станции на проект-
ные параметры планируется 
в 2021 году по заверше-
нии строительно-монтаж-
ных и пусконаладочных работ 
на втором и третьем пусковых 
комплексах. 

Добыча жидких углеводородов 
в 2020 году составила 3 млн т.

1 

В доле Компании.

Продолжается разработка 
Восточно-Мессояхского место-
рождения (совместный проект 
с ПАО «Газпром нефть»). 
Пробурены и введены в экс-
плуатацию 122 новые скважины, 
в том числе 76 многозабой-
ных (в доле 100 %). Реализована 
газовая программа, с июля 
2020 года осуществляется 
закачка попутного нефтяного 
газа с Восточно-Мессояхского 
лицензионного участка (ЛУ) 
во временное подземное хра-
нилище газа на Западно-
Мессояхском ЛУ. 

Объем добычи жидких углево-
дородов за 2020 год составил 
2,8 млн т

1

, что на 2 % больше, чем 

в 2019 году. Рост добычи обес-
печен поддержанием высо-
ких темпов бурения и ввода 
новых скважин, реализацией 
программы геолого-техниче-
ских мероприятий на базовом 
фонде и формированием системы 
поддержания пластового дав-
ления с целью оптимизации 
разработки.

ВОСТОЧНО-МЕССОЯХСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

2,8

 млн т

+2 % – добыча 
жидких 
углеводородов  
в 2020 году

75

74

На Северо-Комсомольском 
месторождении продолжа-
ется реализация программы 
опытно-промышленных работ 
по разработке пласта ПК-1 (сов-
местное предприятие с Equinor). 
Выполняется эксплуатационное 
бурение, в том числе построена 
многозабойная скважина 
конструкции «фишбон». 

На месторождении успешно 
используются интеллектуальные 
системы заканчивания скважин, 
оснащенные автономным устрой-
ством контроля притока нефти. 
Это позволяет минимизировать 
потенциальные геологические 
риски. Передовые технологии 
позволяют также бурить сква-
жины с отходом по вертикали 
до 2 км. В 2020 году был уста-
новлен рекорд по протяженно-
сти горизонтального участка 
(2 404 м) среди одностволь-
ных ГС, пробуренных Компанией 
на суше. 

В рамках подготовки к запуску 
первого этапа полномасштаб-
ной разработки месторождения 
разработана проектно-смет-
ная документация и получены 
экспертизы по основным круп-
ным объектам строительства, 
проведена масштабная работа 
по выбору подрядных организа-
ций и поставке материально-тех-
нических ресурсов для начала 
строительно-монтажных работ, 
завершена инженерная подго-
товка девяти крупных площадных 
объектов инфраструктуры. 

За 2020 год пробурено 25 сква-
жин, в том числе одна много-
забойная. Добыча жидких 
углеводородов за 2020 год 
составила 0,5 млн т, что на 23 % 
выше уровня 2019 года.

СЕВЕРО-КОМСОМОЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

0,5

 млн т

+23 % – добыча 
жидких 
углеводородов 
в 2020 году

1 

ЦПС – центральный пункт сбора нефти; ПСП – приемо-сдаточный пункт.

2 

Прикладной инженерный и учебный центр «Сапфир».

РУССКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Основные запасы углеводоро-
дов Русского месторождения 
сосредоточены на сеноманских 
отложениях. Нефть тяжелая, 
высоковязкая, малосернистая, 
обладает хорошими товар-
ными свойствами. Особенностью 
системы разработки месторожде-
ния является масштабное при-
менение многозабойных скважин 
с целью повышения продуктивно-
сти и увеличения охвата запасов. 
В 2020 году завершено бурение 
58 ГС, в том числе 21 многоза-
бойной и многоствольной. Всего 
на месторождении пробурено 
337 скважин, из них 69 много-
забойных. С опережением сро-
ков выполнена ключевая цель 
по тиражированию многоза-
бойных скважин на полно-
масштабную разработку. Всего 
на месторождении планируется 
пробурить 144 многозабойные 
скважины.

1,8 

млн т

+ более 100 % – 
добыча жидких  
углеводородов 
в 2020 году

0,7

 млн т

+50 % – 
добыча жидких 
углеводородов 
в 2020 году

Продолжено развитие 
Куюмбинского месторожде-
ния, разработкой которого 
занимается ООО «Славнефть-
Красноярскнефтегаз» (сов-
местное предприятие 
с ПАО «Газпром нефть»). Добыча 
жидких углеводородов на место-
рождении в 2020 году уве-
личилась на 50 % и достигла 
0,7 млн т

3

, закончено бурение 

42 эксплуатационных скважин.

Продолжается строительство 
объектов обустройства и вспо-
могательной инфраструктуры. 
В части реализации газовой 

программы – подтверждены 
зоны для организации времен-
ного подземного хранилища 
газа; по ключевому объекту газо-
вой программы – компрессорной 
станции – завершены проектные 
работы, инициированы закупоч-
ные процедуры на газоперекачи-
вающие агрегаты. 

КУЮМБИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

3 

В доле Компании.

По данным геофизиче-
ских исследований эффек-
тивность выработки запасов 
для многозабойных сква-
жин может быть на 38 % выше, 
чем для одноствольных. 
Одновременно выполняются 
и опытно-исследовательские 
работы с применением нового 
метода картирования границ 
в процессе бурения, основан-
ного на математических моделях 
с использованием стандарт-
ного комплекса геофизических 
исследований. Данная техноло-
гия позволила увеличить на 17 % 
эффективность проходки по неф-
тенасыщенному коллектору.

Вместе с вводом нефтепровода 
ЦПС Русского месторождения – 
ПСП «Заполярное»

1

 и нефтекон-

денсатопровода АО «Роспан 
Интернешнл» запущен второй 
этап объекта ПСП «Заполярное», 
организована проектная схема 
сдачи нефти в систему маги-
стральных нефтепроводов 
ПАО «Транснефть» в поточном 
режиме. Введены в эксплуата-
цию два мобильных комплекса 
подготовки нефти, в том числе  
установка, разработанная 
ООО «ПИУЦ «Сапфир» в рам-
ках целевого инновационного 
проекта

2

. 

Продолжается эксплуатаци-
онное бурение, ведутся работы 
по строительству комплекса пло-
щадочных объектов проектной 
схемы подготовки нефти.

Добыча жидких углеводородов 
в 2020 году составила 1,8 млн т, 
что более чем в два раза больше 
уровня 2019 года.

77

76

По результатам проведенных 
в 2020 году геологоразведоч-
ных работ открыто крупное 
Западно-Иркинское месторо-
ждение с извлекаемыми запа-
сами более 500 млн т нефти 
и 138 млрд куб. м растворен-
ного газа категории С1 + С2. 
Западно-Иркинское месторо-
ждение вместе с Пайяхским 
месторождением схожи по гео-
логическому строению и фор-
мируют единую уникальную 
по запасам зону нефтенакоп-
ления, для освоения которой 
будет реализован единый под-
ход к планированию геолого-
разведочных работ и выбору 
технологий разработки.

Проект вступил в активную 
фазу проектных, инженерно- 
изыскательских и земле-
устроительных работ. Выбраны 
площадки для размещения пер-
воочередных кустовых пло-
щадок для эксплуатационного 
бурения, площадки размеще-
ния технологических объектов 
сбора, подготовки и перекачки 
нефти, площадки вспомога-
тельной инфраструктуры (базы 
разгрузки и хранения мате-
риально-технических ресур-
сов, вахтовые жилые городки, 
авиационная инфраструктура 
и т. д.). Завершается проек-
тирование первой очереди 
и начато проектирование вто-
рой очереди магистрального 
нефтепровода ГНПС «Пайяха 1» – 
ПСП «Бухта Север», нефтеналив-
ного терминала и порта в бухте 
Север. Часть проектов передана 
на государственную экспертизу, 
оформляются документы земле-
пользования. Первая очередь 
сооружений позволит обеспе-
чить с 2024 года транспорти-
ровку и перевалку до 30 млн т 
нефти в год. Вторая оче-
редь расширит возможности 
до 100 млн т нефти в год.

Инвестиционные  

стимулы

•

Финансирование
инфраструктуры за счет льготы
по НДПИ с действующих
добычных месторождений
Ванкорского кластера,
входящих в «Восток Ойл».

•

Нулевая ставка НДПИ на нефть
до истечения 16 лет с года
достижения выработанности
1 % для новых месторождений
проекта.

•

Региональные налоговые
льготы: пониженные ставки
налогов на прибыль
и имущество для действующих
и новых активов проекта.

•

Поэтапное увеличение
налоговой нагрузки после
достижения возвратности
инвестиций.

«ВОСТОК ОЙЛ» – 

МАСШТАБНЫЙ 

ПРОЕКТ 

МИРОВОГО 

КЛАССА

Ключевые характеристики  

проекта

•

Подтвержденная ресурсная
база мирового класса – 6 млрд т 
жидких углеводородов.

•

50 лицензионных участков
в периметре проекта.

•

Легкая (40° API) и малосернистая
(содержание серы <0,05 %) нефть
превосходит по качеству нефть
марок Brent и ESPO.

•

Ожидаемый грузопоток
по Северному морскому пути:
в 2024 году – до 30 млн т,
в 2027 году – до 50 млн т,
в 2030 году – до 100 млн т.

•

Вхождение международного
партнера Trafigura в проект.

•

Низкий углеродный след
(12 кг / барр. н. э.) – 25 %
от стандартных показателей
крупных нефтяных проектов.

Конкурентные преимущества 

проекта 

•

Синергетический эффект 
от близости развитой
инфраструктуры и накопленного
опыта разработки месторождений
Ванкорского кластера позволит 
существенно оптимизировать
сроки и повысить эффективность
реализации проекта.

•

Близость месторождений проекта
к уникальному транспортному 
коридору «Северный морской
путь» позволит реализовать
премиальное качество сырья
(легкая, низкосернистая
нефть) и обеспечить премию
по отношению к нефти марки
Brent.

•

Дополнительную эффективность
«Восток Ойл» обеспечит 
синергия с проектом по созданию
высокотехнологичной судоверфи
«Звезда» на Дальнем Востоке,
в котором «Роснефть» является
одним из акционеров и якорных
заказчиков (для реализации
проекта потребуется
до 50 танкеров класса Arc7).

Развитие  

инфраструктуры

•

15 вахтовых поселков,
несколько вертодромов
и аэродромов, нефтеналивной
терминал мощностью 100 млн т
в год.

•

770 км магистральных
и 7 тыс. км внутрипромысловых
нефтепроводов.

•

Энергоцентры общей
мощностью 2,5 ГВт, в том
числе с использованием
ветрогенерации,
более 3,5 тыс. км линий
электропередач.

•

50 судов различных классов,
в том числе 10 танкеров
высокого ледового класса
дедвейтом 120 тыс. т.

Реализация проекта осуще-
ствляется на базе действующих 
месторождений Ванкорского 
кластера, подготовленного 
к разработке Пайяхского место-
рождения и лицензионных 
участков, открытого Западно-
Иркинского месторождения, 
поисковых лицензий Компании 
на полуострове Таймыр. 
Предоставление инвестици-
онных стимулов для разви-
тия инфраструктуры позволило 
создать эффективную эконо-
мическую модель и приступить 
к практической реализации 
проекта. 

С УЧЕТОМ ПОСТАВЛЕННЫХ 

ПРЕЗИДЕНТОМ РОССИЙСКОЙ 

ФЕДЕРАЦИИ ЗАДАЧ ПО ОСВОЕНИЮ 

АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЫ РОССИЙСКОЙ 

ФЕДЕРАЦИИ И УВЕЛИЧЕНИЮ 

ГРУЗОПОТОКА ПО СЕВЕРНОМУ 

МОРСКОМУ ПУТИ КОМПАНИЯ 

РЕАЛИЗУЕТ КОМПЛЕКСНУЮ 

ПРОГРАММУ ОСВОЕНИЯ НОВОЙ 

НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОВИНЦИИ 

НА СЕВЕРЕ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ 

В РАМКАХ ТРАНСФОРМАЦИОННОГО 

ПРОЕКТА «ВОСТОК ОЙЛ».

>500

 млн т

нефти

и 

138

 млрд куб. м

газа категории С1 + С2 – 
извлекаемые запасы 
открытого в 2020 году 
Западно-Иркинского 
месторождения 

78

ТРАНСПОРТНЫЕ УСЛУГИ

В 2020 году ООО «РН-Транспорт» 
сохраняло лидирующие пози-
ции в разрезе доли потребности 
Компании для Обществ Группы 
блока «Разведка и добыча». 

Осуществлен вывод из эксплуа-
тации неэффективной/невостре-
бованной техники в количестве 
550 единиц.

ВНУТРЕННИЙ СЕРВИС

Компания продолжает развивать и совершенствовать 

нефтегазовый сервис для обеспечения высокого качества 

услуг в условиях рыночного ценообразования. Участие 

нефтегазового сервиса в закупках Компании в качестве 

ценового ориентира позволяет минимизировать риски 

завышения цен сторонними подрядчиками.

Рост доли горизонтального 

бурения, %

•

Расширен бизнес мобильного бурения за счет приобретения
81 буровой установки (новых и бывших в употреблении).

•

Успешно продолжается реализация программы по тиражированию
технологии бурения ГС двухколонной конструкции с применением
растворов на углеводородной основе.

•

При участии ООО «РН-Бурение» на Среднеботуобинском
месторождении ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» пробурена
первая в мире 15-забойная ГС длиной 12 792 м по технологии
«березовый лист».

•

Буровой бригадой Нефтеюганского филиала ООО «РН-Бурение»
установлен новый отраслевой рекорд коммерческой скорости
строительства скважин – 15 360 м на станок в месяц.

Ключевые достижения

БУРЕНИЕ

В 2020 году собственным буро-
вым сервисом было пробу-
рено 6 533 тыс. м горных пород 
(1 767 скважин, в том числе 
28 разведочных). При этом 
доля горизонтального бурения 
достигла 71 % (+9 п. п. по отноше-
нию к 2019 году). 

Действующий парк буровых 
установок внутреннего сервиса 
на конец 2020 года составил 
344 единицы, средний возраст 
установок – 10 лет. Количество 
буровых бригад – 296. 

КЛЮЧЕВЫЕ ДОСТИЖЕНИЯ 2020 ГОДА

РЕАЛИЗОВАННЫЕ 
ПРОЕКТЫ  
2020 ГОДА

С мая 2020 года оказание 
услуг по комплексной под-
готовке скважин к проведе-
нию ГРП на месторождениях 
ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
для ООО «РН-ГРП»: семь зве-
ньев по подготовке к ГРП 
и одно звено по подготовке 
к ГНКТ (141 единица).

Строительство и содер-
жание зимних автодо-
рог для ООО «РН-Ванкор» 
(пилотный участок Восточно-
Таркосалинского месторо-
ждения – п. Пурпе) в сезон 
2020/2021 года (21 единица).

ТЕКУЩИЙ 
И КАПИТАЛЬНЫЙ 
РЕМОНТ СКВАЖИН

ООО «РН-Сервис» на сего-
дняшний день является круп-
нейшим предприятием 
по текущему и капитальному 
ремонту скважин с филиаль-
ной сетью в 13 регионах России. 
В 2020 году предприятие ока-
зывало услуги по ремонту сква-
жин 21 добывающему обществу 
ПАО «НК «Роснефть» и зани-
мало рыночную долю 48 % 
в объеме текущего и капиталь-
ного ремонта скважин (ТКРС) 
ПАО «НК «Роснефть».

Фактическая выработка на одну 
бригаду ТКРС составила 
57,5 ремонтов в год, на 4,7 % 
выше показателя бизнес-плана. 
Средняя продолжительность 
ремонтов относительно плано-
вой снижена на 6,4 %.

ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА

В 2020 году для производства 
работ по ГРП на объектах заказ-
чиков был задействован 21 флот 
ГРП Компании. Все привле-
ченные флоты ГРП в 2020 году 
выполняли работы на месторо-
ждениях ПАО «НК «Роснефть». 

В отчетном периоде согласно 
производственной программе 
по ГРП при плановом количе-
стве 5 922 операции факти-
чески на объектах Компании 

выполнено 6 323 операции ГРП, 
выше показателя бизнес-плана 
на 6,7 %. В 2020 году выра-
ботка на один флот ГРП соста-
вила 33 операции в месяц. 
В Нижневартовском фили-
але средняя выработка на флот 
достигла 40,4 операций ГРП, 
а в августе 2020 года было уста-
новлено рекордное для данного 
региона значение – 56,9 опера-
ции на флот.

Среднесписочное 
количество техники –

7 835,3

единицы

Объем оказанных услуг – 

21 377,7

 тыс.

машино-часов

Коэффициент технической 
готовности подвижного 
состава – 

90

 %

Обновление 
действующего парка – 

10,1

 %

Поставлено 

794

 единицы

автотранспорта 
и спецтехники

Коэффициент 
использования парка – 

70

 %

2018

2019

2020

35

48

62

2017

71

81

80

ШЕЛЬФОВЫЕ  
ПРОЕКТЫ КОМПАНИИ

Освоение углеводородных ресурсов континентального шельфа – одна из приоритетных 

задач экономического развития России и одно из главных стратегических направлений 

деятельности ПАО «НК «Роснефть». Являясь крупнейшим держателем лицензий на участки 

континентального шельфа, «Роснефть» в соответствии с лицензионными обязательствами 

выполняет полный комплекс геологоразведочных работ в акватории арктических, 

дальневосточных и южных морей Российской Федерации, выступает в качестве оператора 

либо является членом консорциумов при освоении шельфовых месторождений за рубежом, 

а также принимает участие в совместных международных проектах в составе консорциумов. 

При реализации проектов на континентальном шельфе приоритетами Компании являются 

экологический мониторинг районов работ, минимизация воздействия на окружающую 

среду, сохранение биологического разнообразия.

РЕЗУЛЬТАТЫ 
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ 
РАБОТ НА РОССИЙСКОМ 
ШЕЛЬФЕ

В 2020 году ПАО «НК «Роснефть» 
в соответствии с лицензион-
ными обязательствами продол-
жало работы по геологическому 
изучению и поискам нефти и газа 
на участках арктического и даль-
невосточного шельфов, а также 
в акватории южных морей.

55

 участков

на шельфе Российской Федерации 
с суммарным ресурсным потенциалом 
на 31 декабря 2020 года 

41

 млрд т н. э.

19

 участков

расположены 
в акватории западной 
Арктики (Печорское, 
Баренцево и Карское 
моря)

7

 участков–

в акватории 
южных морей 
(Черное, Азовское 
и Каспийское моря)

20

 участков –

на шельфе Дальнего 
Востока (Охотское 
и Японское моря)

9

 участков –

в акватории 
восточной Арктики 
(море Лаптевых, 
Чукотское и Восточно-
Сибирское моря)

СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ 
РАБОТЫ

В полевой сезон 2020 года 
силами ПАО «НК «Роснефть» 
выполнены сейсморазведочные 
работы 3D на шельфе Печорского 
и Карского морей: 1 235 кв. км 
на Южно-Русском участке и сум-
марно 1 562 кв. км на Восточно-
Приновоземельском-1 
и Северо-Карском лицензионных 
участках. Собранные в 2020 году 
данные сейсморазведочных 
работ на текущий момент нахо-
дятся на стадии аналитики 
(обработки и интерпретации), 
по завершении которой будут 
приняты оптимальные решения 
по дальнейшей стратегии геоло-
горазведочных работ.

ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОЕ 
БУРЕНИЕ

В 2020 году на лицензион-
ных участках российских морей 
завершено строительство трех 
скважин: «Новая-2» в акватории 
Азовского моря, «Викуловская-1» 
и «Рагозинская-1» на шельфе 
Карского моря.

Бурение разведочной сква-
жины «Новая-2» в аквато-
рии Азовского моря было 
начато 21 октября 2019 года. 
По результатам бурения под-
тверждена нефтегазоносность 
месторождения Новое в запад-
ном направлении. В августе 
2020 года скважина переведена 
в состав эксплуатационных. 

В пределах лицензионного  
участка Восточно-Приново-
земельский-1 на шельфе 
Карского моря выполнено 
бурение поисково-оценоч-
ной скважины «Викуловская-1». 
В скважине по результатам 
интерпретации данных геофи-
зических исследований скважин 
(ГИС) и опробования перспек-
тивных интервалов в открытом 
стволе установлена промыш-
ленная газоносность отложений. 
В результате открыто газовое 
месторождение им. Маршала 
Жукова. Экспертной комиссией 
ФБУ «ГКЗ» утверждены извле-
каемые запасы газа в объеме 
800 млрд куб. м. 

В пределах лицензионного  
участка Восточно-Приново-
земельский-2 на шельфе 
Карского моря выполнено буре-
ние поисково-оценочной сква-
жины «Рагозинская-1» (западный 
купол). В скважине по результа-
там интерпретации данных ГИС 
и опробования перспективных 
интервалов в открытом стволе 
установлена промышленная 
газоносность отложений ниж-
ней и верхней юры. В результате 
открыто газоконденсатное 

83

82

месторождение им. Маршала 
Рокоссовского. Экспертной 
комиссией ФБУ «ГКЗ» утверждены 
извлекаемые запасы в объеме 
514 млрд куб. м газа и 53 млн т 
конденсата. 

Комплексная программа буре-
ния, реализованная «Роснефтью» 
в Карском море, позволила сфор-
мировать в этом районе новый 
нефтегазовый кластер с суммар-
ным объемом оцененных запасов 
более 1,7 трлн куб. м газа и порядка 
200 млн т нефти и конденсата, 
включающий три открытых место-
рождения, в том числе открытое 
в 2014 году на шельфе Карского 
моря месторождение Победа.

«Роснефть» планирует продол-
жить освоение нефтегазового 
потенциала Карского моря.

В 2020 году с берега начато 
бурение поисково-оценочной 
скважины «Мадачагская № 2ПО» 
на Медынско-Варандейском 
лицензионном участке шельфа 
Печорского моря. Завершение 
бурения ожидается в 2021 году.

РЕГИОНАЛЬНЫЕ 
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ 
ИССЛЕДОВАНИЯ

Продолжаются работы по созда-
нию и актуализации региональ-
ных моделей геологического 
строения российского и зарубеж-
ного шельфов в областях при-
сутствия и интереса Компании 
(в Арктике, на Дальнем Востоке, 
в южных морях и зарубежных 
акваториях). С целью снижения 
геологических рисков по всем 
элементам нефтегазовых систем 
(нефтегазоматеринским породам, 
породам-коллекторам и поро-
дам-покрышкам) лицензионных 
участков Компании на шельфе 
Дальнего Востока и Арктики про-
водились лабораторно-аналити-
ческие исследования каменного 
материала, отобранного ранее 
при проведении наземных поле-
вых геологических экспедиций 

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА НА РОССИЙСКОМ ШЕЛЬФЕ

ПРОЕКТ «САХАЛИН-1»

В 2020 году продолжена эффек-
тивная реализация проекта 
«Сахалин-1». 

ПАО «НК «Роснефть» является 
участником проекта в составе 
консорциума, в который вхо-
дят компании ExxonMobil 
(США), SODECO (Япония), 
ONGC Videsh Ltd. (Индия). Доля 
Компании в проекте – 20 %, 
оператор проекта – компания 
«Эксон Нефтегаз Лимитед».

В рамках проекта «Сахалин-1» 
идет добыча углеводородов 
на четырех морских месторо-
ждениях: Чайво, Одопту-море, 
Лебединское (в границах лицен-
зионного участка Одопту-море) 
и Аркутун-Даги, расположен-
ных в акватории Охотского моря 
на северо-восточном шельфе 
острова Сахалин.

Разработка месторождений 
проекта осуществляется с при-
менением самых современных 
технологий и методов орга-
низации работ. Добыча нефти 
на месторождении Одопту-море 
ведется с береговой площадки 
с помощью ГС со сверхдаль-
ним отходом от вертикали; 
на месторождении Чайво – 
с береговой площадки и с плат-
формы «Орлан» скважинами 
рекордной протяженности 
по стволу; на месторождении 

Аркутун-Даги – с крупнейшей 
в мире по весу верхнего строе-
ния морской стационарной экс-
плуатационной платформы 
«Беркут».

В 2020 году в целом по проекту 
«Сахалин-1» добыто 12,4 млн т 
нефти и конденсата (доля 
«Роснефти» составила 2,5 млн т). 
Потребителям поставлено 
более 2,4 млрд куб. м газа 
(доля «Роснефти» составила 
0,5 млрд куб. м). 

Нефть с месторождений проекта 
направляется на действую-
щий береговой комплекс под-
готовки «Чайво» на острове 
Сахалин, затем перекачивается 
по трубопроводу на нефтеотгру-
зочный терминал в Де-Кастри 
в Хабаровском крае. 

СЕВЕРНАЯ ОКОНЕЧНОСТЬ 
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЧАЙВО

Добыча нефти на северной око-
нечности месторождения Чайво 
ведется из пяти скважин, про-
буренных с берега. Скважины 
являются уникальными по слож-
ности конструкции с большим 
отходом от вертикали. На сква-
жинах применены инноваци-
онные высокотехнологичные 
системы заканчивания с устрой-
ствами контроля притока 
для ограничения прорывов газа 
и обеспечения максимальной 
добычи. Оператор шельфового 
проекта – дочернее обще-
ство Компании АО «РН-Шельф-
Дальний Восток».

Фактическая добыча нефти 
и конденсата за 2020 год 
составила 0,5 млн т, суммар-
ный объем поставленного газа 
потребителям – 0,05 млрд куб. м.

на Сахалине, архипелагах 
Северная Земля и Новосибирские 
острова, в Черноморско-
Кавказском регионе. Результаты 
этих исследований будут учтены 
при обновлении геологической 
модели региона и лицензионных 
участков.

Осенью 2020 года «Роснефть» 
впервые в истории арктических 
исследований провела бурение 
десяти малоглубинных страти-
графических скважин на севере 
Карского моря в ходе масштабной 
научной экспедиции. Основной 
задачей проекта был отбор 
керна – ценного каменного мате-
риала, который служит источни-
ком геологической информации, 
необходимой для определе-
ния возраста (стратификации), 
состава и условий формирова-
ния пород арктического шельфа. 
Всего было отобрано 300 м керна. 
Добытые образцы горных пород 
представляют огромный интерес 
для получения новейших данных 
о геологическом строении и неф-
тегазовом потенциале Северо-
Карского бассейна. 

Комплексные лабораторно- 
аналитические исследова-
ния отобранного керна будут 
выполнены силами компа-
нии «Иннопрактика» и гео-
логического факультета 
МГУ им. М. В. Ломоносова. 
Проводимый комплекс аналити-
ческих исследований позволит 
повысить достоверность прогно-
зов нефтегазового потенциала 
разновозрастных осадочных бас-
сейнов Арктики и обосновать 
новую геологическую модель 
Северо-Карского региона.

ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ 
ИЗЫСКАНИЯ

В 2020 году завершены инже-
нерно-геологические изыска-
ния для объектов обустройства 
на месторождении Кайганско-
Васюканское-море сахалинского 
шельфа в Охотском море.

Результаты морских комплексных 
изысканий позволили получить 
полные данные для проектиро-
вания и строительства скважин, 
подводного обустройства место-
рождения и транспорта добы-
ваемых углеводородов, в том 
числе для обеспечения инже-
нерной защиты и охраны окру-
жающей среды. Детальная 
информация о составе грунтов 
на участке позволит специалистам 
спрогнозировать развитие геоло-
гических и инженерно-геологи-
ческих процессов, а также учесть 
риски, которые могут возникнуть 
при бурении эксплуатационных 
скважин и строительстве объектов 
обустройства.

ПРИРОДООХРАННЫЕ 
МЕРОПРИЯТИЯ

В рамках исполнения лицензион-
ных обязательств в части меро-
приятий по охране окружающей 
среды проведены следующие 
виды работ:

•

обследованы устья ранее про-
буренных скважин в аква-
ториях Карского, Охотского
и Черного морей. Все работы
проведены с соблюдением тре-
бований законодательства
Российской Федерации в обла-
сти ПБОТОС. Техническое
состояние обследованных
устьев скважин – удовлетвори-
тельное, утечек углеводородов
не обнаружено;

•

выполнены работы по искус-
ственному воспроизводству
водных биологических ресур-
сов (ВБР) в целях возмеще-
ния возможного ущерба ВБР
и среде их обитания.

В ходе реализации программы 
по сохранению биологического 
разнообразия на лицензион-
ных участках Компании подго-
товлен обоснованный перечень 
видов-индикаторов устойчивого 
состояния арктических экосистем, 
а также проанализированы дан-
ные о встречаемости различных 
видов на лицензионных участках.

12,4

 млн т

(доля «Роснефти» – 
2,5 млн т) – добыча 
жидких угле-
водородов 
в 2020 году

>2,4

 млрд

куб. м  

газа поставлено 
потребителям 
(доля «Роснефти» – 
0,5 млрд куб. м) 

0,5

 млн т –

добыча жидких  
углеводородов 
в 2020 году

0,05

 млрд

куб. м  

газа поставлено  
потребителям 

85

84

«РОСПАН» И «ХАРАМПУР» – КРУПНЕЙШИЕ 

ГАЗОВЫЕ АКТИВЫ, КОТОРЫЕ ОБЕСПЕЧАТ 

НАИБОЛЬШИЙ ПРИРОСТ ДОБЫЧИ 

УГЛЕВОДОРОДОВ КОМПАНИИ В БЛИЖАЙШЕЙ 

ПЕРСПЕКТИВЕ.

Стратегическая цель 
ПАО «НК «Роснефть» в области 
развития газового бизнеса – 
долгосрочное увеличение акци-
онерной стоимости Компании 
за счет роста добычи газа, 
обеспеченного высокоэффек-
тивным долгосрочным портфе-
лем продаж.

Компания разрабатывает значи-
тельные запасы газа в Западной 
и Восточной Сибири и обладает 
уникальным портфелем лицен-
зий на разработку углеводо-
родных ресурсов российского 

20

 %

доля газа в общем 
объеме добычи 
углеводородов 
Компании в 2020 году

62,83

 млрд

куб. м 

общий объем добычи 
газа за 2020 год

1

8,7

 трлн куб. м

извлекаемые запасы 
газа

•

Несмотря на общую отрицательную динамику добычи
газа в Российской Федерации в 2020 году, Компании
удалось ограничить темпы падения добычи газа.

•

В 2020 году завершено строительство объектов
первого пускового комплекса проекта Роспан
для обеспечения их запуска в 1-м квартале 2021
года. Более подробная информация представлена
на с. 91–92.

•

Строительство ключевых объектов
«Харампурнефтегаза» находится в активной фазе.
В 2020 году:

–

по проекту разработки сеноманских и опытно-
промышленной эксплуатации туронских газовых
залежей Харампурского месторождения работы
проводились в соответствии с графиком;

–

строительная готовность установки комплексной
подготовки газа, ключевого объекта проекта,
в части строительно-монтажных работ составила
более 40 %;

–

достигнут значительный прогресс в части
строительно-монтажных работ по газопроводу
внешнего транспорта, выполнены работы
по строительству перехода газопровода
через автомобильную и железную дороги
и переходов через реки Вассейяха, Шоняуяха,
Айваседапур, а также осуществлена врезка
в магистральную газотранспортную сеть
ПАО «Газпром»;

–

по результатам разработки технико-
экономического обоснования начаты
проектно-изыскательские работы по проекту
полномасштабной разработки и обустройства
туронской залежи.

Достижения в развитии газового бизнеса 

континентального шельфа. 
Извлекаемые запасы газа 
на 1 января 2021 года по катего-
рии АВ1С1 + В2С2 оценивались 
в 8,7 трлн куб. м.

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

1 

Извлеченный объем газа за минусом газа, сожженного на факеле, а также газа, направленного на производство жидких 
углеводородов.

•

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

•

В 2020 году в рамках проекта «Дальневосточный СПГ»
проведены конкурсные процедуры по выбору
подрядчика и заключен договор на проектирование
стадии FEED, готовится площадка под строительство
завода, для чего выполнены работы по ликвидации
сухопутных объектов рейдового налива нефти.

•

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

•

В АО «Роспан Интернешнл» пробурена ГС
с совместным вскрытием двух нижних пластов
ачимовской толщи (длина – более 5,8 тыс. м,
протяженность горизонтального участка – 1 241 м).
Проведено шесть стадий ГРП с закачкой 1,2 тыс. тонн
проппанта. Получены показатели продуктивности,
более чем в два раза превышающие ранее
достигнутые пределы.

ГАЗОВЫЙ БИЗНЕС

87

86

Добыча газа по основным 

регионам деятельности в России 

и за рубежом, млрд куб. м

ОПЕК+, снижения спроса на газ 
на фоне пандемии COVID-19 
и теплых погодных условий. 

ДОБЫЧА ГАЗА ПО РЕГИОНАМ 

Западная Сибирь

 является 

крупнейшим регионом добычи 
газа ПАО «НК «Роснефть». 
В 2020 году добыча соста-
вила 43,73 млрд куб. м, или 70 % 
от всей добычи газа Компании. 
В том числе объем добычи 
природного газа составил 
21,86 млрд куб. м и был в основ-
ном обеспечен месторожде-
ниями АО «Сибнефтегаз», 
АО «Роспан Интернешнл», 
ООО «РН-Пурнефтегаз» 
и ЗАО «Пургаз». Добыча 
попутного нефтяного газа 
осуществлялась преиму-
щественно на месторожде-
ниях АО «Самотлорнефтегаз», 
ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
и ООО «РН-Пурнефтегаз» 
и составила 21,87 млрд куб. м. 

Добыча газа в 

Восточной 

Сибири

 осуществляется 

на месторождениях 
Ванкорской группы – круп-
нейших в данном регионе. 
Добыча газа в регионе 
в 2020 году составила 
7,29 млрд куб. м, в том числе 
ПНГ – 5,32 млрд куб. м, природ-
ного газа – 1,97 млрд куб. м. 

Основная добыча региона 

Дальний Восток

 – ПНГ и при-

родный газ месторожде-
ний, расположенных на суше 
и на шельфе острова Сахалин. 
Добыча газа в 2020 году 
составила 3,22 млрд куб. м 
и в основном была обеспечена 
АО «РН-Шельф-Дальний Восток» 

ОСНОВНЫЕ АКТИВЫ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ 
ПРОЕКТЫ ГАЗОВОГО БИЗНЕСА 

Карта основных активов и перспективных 

проектов газового бизнеса

1.

«Роспан»

2.

«Сибнефтегаз»

3.

«Харампурнефтегаз»

4.

«Кынско-Часельское
нефтегаз»

5.

Ванкорская группа

6.

«РН-Пурнефтегаз»

7.

«РН-Юганскнефтегаз»

8.

«Самотлорнефтегаз»

9.

«Варьеганнефтегаз»

10.

«РН-Няганьнефтегаз»

11.

«Краснодарнефтегаз»

12.

«Оренбургнефть»

13.

«Башнефть-Добыча»

14.

«Башнефть-Полюс»

15.

«Минховский кластер»

16.

Юрубчено-Тохомская группа

17.

Агалеевский лицензионный
участок

18.

«Верхнечонскнефтегаз»

19.

«Таас-Юрях
Нефтегазодобыча»

20.

«РН-шельф-Дальний Восток»,
«Сахалин-1»

21.

«Братскэкогаз»

22.

Отрадненский
и Нефтегорский
ГПЗ Самарской области

23.

Бузулукское ГПП
Оренбургской области

24.

Шкаповское
и Туймазинское ГПП

25.

«РН-ЮганскГазПереработка»

8,4

 %

доля Компании 
в общем объеме 
добычи газа в России

ПОКАЗАТЕЛИ ДОБЫЧИ 
ЗА ТЕКУЩИЙ ГОД

Общий объем добычи газа 
Компании за 2020 год 
как на территории России, 
так и за ее пределами соста-
вил 62,83

1

 млрд куб. м, 

в том числе природного 
газа – 30,262 млрд куб. м, 
ПНГ – 32,563 млрд куб. м. 
При этом 4,5 млрд куб. м 
из общего объема добычи 
газа (4,49 млрд куб. м – 
природного газа) прихо-
дится на добычу в рамках 
реализации Компанией 
зарубежных проектов, преиму-
щественно в Египте и Вьетнаме, 
а 58,32 млрд куб. м – на добычу 
в России. Помимо этого, часть 
добываемого в России газа 
направляется на производство 
жидких углеводородов. Объем 
добычи газа Компании в России 
за 2020 год, включая газ, 
направленный на производство 
жидких углеводородов, соста-
вил 58,68 млрд куб. м.

Объем добычи газа сократился 
по сравнению с 2019 годом 
на 4,13 млрд куб. м, или на 6,2 %. 
Основными причинами 
являются уменьшение добычи 
ПНГ вследствие ограниче-
ния добычи нефти в соответ-
ствии с новым Соглашением 

ДОБЫЧА ГАЗА

1 

Извлеченный объем газа за минусом газа, сожженного на факеле, а также газа, направленного на производство жидких 
углеводородов.

в рамках проекта по разработке 
северной оконечности месторо-
ждения Чайво.

Основной объем добычи газа 
в 

Урало-Поволжье

 за 2020 год 

был обеспечен месторожде-
ниями АО «Оренбургнефть» 
и АО «Самаранефтегаз», а также 
активами ООО «Башнефть-
Добыча» и составил 
2,06 млрд куб. м. 

На 

Юге России

 основным газо-

добывающим активом является 
ООО «РН-Краснодарнефтегаз», 
ведущее добычу как природ-
ного газа, так и ПНГ. В 2020 году 
добыча в регионе составила 
1,82 млрд куб. м.

Добыча газа 

за рубежом

 соста-

вила 4,5 млрд куб. м и была 
преимущественно обеспечена 
проектом «Зохр» на шельфе 
Египта. Также добыча велась 
во Вьетнаме.

62,83

Западная Сибирь
Восточная Сибирь 
Зарубежные проекты 
Дальний Восток
Урало-Поволжье
Юг России
Прочие (в том числе 

Тимано-Печора)

43,73

7,29

4,50

3,22

2,06

1,82

0,21

13

14

10

12

11

1

15

2

5

18

23

6

3

24

25

8

4

16

17

21

19

20

20

7

22

26

Регионы поставки газа
Добыча газа
Перспективные проекты

Проекты производства СПГ
Газоперерабатывающие заводы (ГПЗ)

9

89

88

Суммарные извлекаемые 

запасы по классификации 

АВ1С1 + В2С2 

~0,9

 трлн куб. м

 

природного газа

~0,2

 млрд т

нефти и конденсата

КРУПНЕЙШИЙ ГАЗОВЫЙ АКТИВ КОМПАНИИ. 

ПРОЕКТ ОБЕСПЕЧИТ НАИБОЛЬШИЙ 

ПРИРОСТ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ 

КОМПАНИИ 

В БЛИЖАЙШЕЙ ПЕРСПЕКТИВЕ.

РЕЗУЛЬТАТЫ 2020 ГОДА И 
СТАТУС ПО 2021 ГОДУ:

•

завершен комплекс основных строитель-
но-монтажных работ, дан старт индивидуаль-
ным испытаниям и комплексному опробованию

 

технологического оборудования для обеспе-
чения запуска ключевых объектов первой оче-
реди Установки комплексной подготовки газа

 

и газового конденсата Восточно-Уренгойского

 

ЛУ (УКПГиК), а также железнодорожного 
терми-нала перевалки пропан-бутана 
технического;

•

подготовлены к запуску все вспомогательные

 

инфраструктурные и линейные объекты, включая

 

кустовые площадки, необходимые для обеспече-
ния загрузки объектов первой очереди УКПГиК;

•

осуществлен запуск всех семи агрегатов

 

газотурбинной электростанции Восточно-
Уренгойского ЛУ, энергоснабжение объектов

 

первой очереди осуществляется по постоянной

 

схеме.

Ачимовский продуктивный 
комплекс залегает на глубинах 
до 4 км и характеризуется ано-
мально высоким пластовым дав-
лением (АВПД), достигающим 
600 атм и более, что 
предопреде-ляет высокое 
содержание конден-сата и 
способствует успешному 
коммерческому использованию 
технологий по дополнитель-ному 
выделению пропан-бута-новой 
фракции. Наличие АВПД 
позволяет продлить безкомпрес-
сорный период добычи и обес-
печивает более поздний ввод 
дожимных компрессорных стан-
ций. При освоении актива широ-
кое распространение получило 
проведение гидроразрыва пла-
ста (ГРП), в том числе по передо-
вой технологии HIWAY, включая 
работы на ГС с реализацией 
МГРП. Применение техноло-гий 
обеспечивает наиболее 

>21

 млрд куб. м

объем добычи газа в год

>5

 млн т

объем добычи газового 
конденсата и нефти в год

до 

1,3

 млн т

производство пропан-
бутана технического в год

«РОСПАН»

•

Установка 

комплексной 

подго-товки 

газа 

Ново-

Уренгойского

 

лицензионного 

участка.

•

Установка комплексной 
подго-товки газа и газового 
конден-сата Восточно-
Уренгойского

 

лицензионного 

участка
из четырех технологических

 

линий.

•

Установка подготовки нефти

 

с товарным парком хране-
ния и перевалки конденсата

 

и нефти.

•

Наливной железнодорож-
ный терминал пропан- 
бутана

 

технического на 

станции

 

Коротчаево.

•

Магистральные и 
внутрипро-мысловые 
трубопроводы;

•

Компрессорные станции
и объекты энергообеспечения.

ОСНОВНЫЕ ОБЪЕКТЫ

ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ АЧИМОВСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

В ФЕВРАЛЕ 2021 ГОДА:

•

осуществлена подача сухого газа

 

с Восточно-Уренгойской УКПГиК 
в Газопровод внешнего

 

транспорта 

для последующей сдачи в газо-транспортную 
систему ПАО «Газпром»;

•

начата подача стабильного газового конден-
сата

 с ВУ УКПГиК до ВУ УПН для последующей

 

транспортировки на ПСП «Заполярное».

ДАЛЬНЕЙШИЕ ПЛАНЫ:

•

постепенный 

выход на проектную мощность

 

основных объектов производства;

• продолжение строительства

 объектов второго

 

пускового комплекса;

• ввод в эксплуатацию

 площадки налива

 

стабильного газового конденсата 
УКПГиК

 

Восточно-Уренгойского 

лицензионного

 

участка.

полное вовлечение в разра-ботку 
низкопроницаемого гид-
родинамически разобщенного 
коллектора и увеличение продук-
тивности скважин. По 
результатам 2020 года 
обеспечен значитель-ный (до 30 
%) прирост ресурсной базы по 
международной класси-фикации 
PRMS, подтвержденный отчетом 
аудиторской компа-
нии DeGolyer & MacNaughton. 
Впервые оценена перспектив-
ность юрских отложений. Оценка 
проведена с использованием 
методики многовариантного ана-
лиза неопределенностей и рис-
ков на основе вероятностного 
подхода. Ресурсный потенциал 
юрских пластов может составить 
до 84 млн т н. э. Продолжается 

реализация и дальнейшее разви-
тие мониторинга работы скважин 
с применением многофазных ста-
ционарных расходомеров.

ИСТОРИЧЕСКАЯ СПРАВКА

«Роспан» ведет свою историю 
с 1994 года. Поворотным этапом 
стал 2013 год, когда предприятие 
вошло в периметр ПАО «НК 
«Роснефть». 
С этого момента началось масштаб-
ное развитие проекта. Предприятие 
владеет правами на разведку и раз-
работку Уренгойского и Восточно-
Уренгойского и Северо-Есетинского 
месторождений в пределах 
Ново-Уренгойского, Восточно-
Уренгойского и Ресурсного лицен-
зионных участков. Основным 
объектом разработки являются 
Ачимовские залежи, сложность раз-
работки которых заключается в их 
низкой естественной проницаемо-
сти и аномально высоком пласто-
вом давлении. Реализация проекта 
при успешном проведении дол-
госрочных программ доизучения 
и геологоразведочных работ, 
подго-товленных предприятием 
совместно с корпоративным 
институтом, позво-лит вовлечь в 
процесс разработки до 97% запасов 
актива, вместо пла-нировавшихся 
ранее 83 %

9

90

0

9

91

1

«ХАРАМПУРНЕФТЕГАЗ»

Вторым важнейшим проектом 
для развития газового биз-
неса является проект обустрой-
ства и разработки газовых 
залежей Харампурского место-
рождения (проект «Харампур-
газ»), который реализуется 
Компанией в партнерстве с BP. 
При этом планируется как раз-
работка традиционных запа-
сов газа сеноманской залежи, 
так и опытно-промышленная 
эксплуатация с последующим 
переходом к полномасштабной 
разработке запасов туронской 
залежи. Компания обладает 
необходимыми компетенци-
ями и опытом для эффектив-
ной реализации таких сложных 
проектов. 

В 2020 году

 продолжалось 

активное строительство ключе-
вых объектов газового промысла 
сеноманской залежи:

•

работы велись в соответствии
с графиком проекта;

•

на ключевом объекте – уста-
новке комплексной подготовки
газа – достигнута строитель-
ная готовность в части строи-
тельно-монтажных работ
более 40 %: выполнены работы
по бетонированию оснований,
изготовлению и монтажу рост-
верков, металлоконструкций
эстакад, зданий и сооружений;
произведен монтаж оборудо-
вания, технологических трубо-
проводов и прочего;

•

достигнут значительный
прогресс в части строи-
тельно-монтажных работ
по газопроводу внешнего
транспорта, выполнены работы
по строительству перехода
газопровода методом гори-
зонтально-шнекового буре-
ния через автомобильную
и железную дороги; завер-
шено строительство перехо-
дов через реки Вассейяха,

•

продолжалось строительство
газосборных сетей, обустрой-
ство кустовых площадок
и объектов энергетического
хозяйства.

Также 

в 2020 году

 по проекту 

полномасштабной разработки 
и обустройства туронской залежи:

•

в рамках этапа опытно-про-
мышленной разработки
для подтверждения запасов,
изучения керна, уточнения гео-
логической модели завершены
строительно-монтажные работы
на двух кустах газовых скважин,
запущены системы контроля
внутрискважинного давле-
ния и температуры, выполнены
испытания линейного участка
газосборных трубопроводов;

•

по результатам проведенной
в 2019 году проработки тех-
нико-экономического обосно-
вания и с учетом результатов
опытно-промышленной

разработки начаты проект-
но-изыскательские работы 
по проекту.

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

Кроме того, на базе Харампур-
ского месторождения проводится 
изучение характеристик геоло-
гического строения и потенци-
ала добычи из низкопроницаемых 
газовых залежей березовской 
свиты. В 2020 году Компанией 
совместно с другими круп-
ными недропользователями 
и Государственной комис-
сией по запасам полезных 
ископаемых (ФБУ «ГКЗ») раз-
работаны «Методические реко-
мендации по изучению отложений 
и подсчету запасов свобод-
ного газа в залежах коньяк-кам-
панского возраста (березовская 

свита и ее аналоги)». В 2021 году 
планируется утверждение 
документа на заседании экс-
пертно-технического совета 
ФБУ «ГКЗ».

Планы

В ближайшей перспективе будут 
завершены:

•

обустройство газового про-
мысла сеноманской залежи;

•

строительство ключевых объек-
тов: установки комплексной
подготовки газа, газопровода
внешнего транспорта и объектов
обустройства;

•

проектно-изыскательские
работы по полномасштаб-
ной разработке и обустройству
туронской залежи с последу-
ющим проведением экспертиз
разработанной документации
проекта.

Запуск газового промысла сено-
манской залежи запланирован 
на 2022 год. 

>11 

млрд куб. м

добыча газа 
при выходе 
на проектную 
мощность

до 

25

млрд куб. м  

потенциал роста 
добычи газа 
при вовлечении 
в промышленную 
эксплуатацию 
низкопроницаемых 
газовых залежей 
турона

Шоняуяха и Айваседапур 
методом наклонно направлен-
ного бурения; осуществлена 
врезка в магистраль-
ную газотранспортную сеть 
ПАО «Газпром»;

93

92

«СИБНЕФТЕГАЗ»

Крупнейший в настоящий 
момент газодобывающий актив 
Компании. 

В 2020 году:

•

продолжалось эксплуатаци-
онное бурение;

•

велось строительство новых
значимых производственных
объектов инфраструктуры:

–

установки подго-
товки газа и конденсата
и сопутствующих инфра-
структурных объектов
для разработки нижних
горизонтов Берегового
нефтегазоконденсатного
месторождения,

–

дожимной компрессор-
ной станции на Береговом
нефтегазоконденсатном
месторождении.

На Береговом нефтегазоконден-
сатном месторождении построена 
первая многоствольная газо-
вая ГС. Общая длина двух обса-
женных горизонтальных стволов 
составляет 1,1 км. Применение 
многоствольных скважин 

в сложных геологических усло-
виях позволяет не только полу-
чить значительно больший дебит 
по сравнению с одноствольными 
ГС, но и снизить геологические 
риски.

Планы

В 2021 году запланированы: 

•

запуск установки подготовки
газа и конденсата и сопут-
ствующих инфраструктурных
объектов;

•

запуск дожимной компрес-
сорной станции на Береговом
нефтегазоконденсатном
месторождении;

•

продолжение работ по строи-
тельству прочих объектов под-
готовки и транспорта газа
и газового конденсата.

Кроме того, будут продолжены 
бурение многоствольных сква-
жин и наработка опыта для при-
нятия решения о тиражировании 
технологии.

На горизонте до 2022 года 
за счет проектов по поддержа-
нию добычи на действующих 
месторождениях и разработки 

нижних горизонтов Берегового 
месторождения, не требующих 
больших капиталовложений, 
годовая добыча газа достигнет 
13 млрд куб. м. 

ПРОЧИЕ ПРОЕКТЫ

В 2020 году продолжалась 
работа по развитию пер-
спективных центров газодо-
бычи на базе месторождений 
ПАО «НК «Роснефть» в Восточной 
Сибири и Республике Саха 
(Якутия). 

«Верхнечонскнефтегаз» 

Ведется совместная с Beijing 
Enterprises Group Company 
Limited

1

 разработка 

Верхнечонского нефтегазо-
конденсатного месторождения 
в Иркутской области. 

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

«Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

На территории Республики Саха 
(Якутия) ПАО «НК «Роснефть» 
в партнерстве с BP и консорциу-
мом индийских компаний Oil India 
Limited, Indian Oil Corporation 
Limited и Bharat PetroResources 
Limited продолжает разработку 
Среднеботуобинского нефтега-
зоконденсатного месторождения, 
на базе которого в долгосрочной 
перспективе планируется реали-
зовать крупный проект по добыче 
газа.

«Кынско-Часельское нефтегаз»

В долгосрочной перспективе 
на юго-востоке ЯНАО на базе 
инфраструктуры Кынско-
Часельского лицензионного 
участка планируется формирова-
ние нового центра газодобычи. 
Также ожидается вовлече-
ние в разработку семи приоб-
ретенных ранее лицензионных 
участков, а в перспективе – близ-
лежащих участков в восточной 
зоне нераспределенного фонда. 
Проект предусматривает добычу 

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

В 2020 году выполнен основной 
объем полевых работ по инже-
нерным изысканиям, начата 
разработка проектной докумен-
тации по первой фазе реализа-
ции проекта, предусматривающей 
добычу до 8,7 млрд куб. м в год. 

В 2021 году планируется приемка 
отчетных материалов по изыска-
ниям и завершение разработки 
проектной документации.

Также в рамках развития газо-
добычи в ЯНАО в декабре 
2020 года на аукционе приоб-
ретен 

Западно-Минховский 

участок

 

недр федерального зна-

чения на Гыданском полуострове, 
включающий акваторию 
Тазовской губы Карского моря. 

В 2020 году добыто 

9,8

 млрд

куб. м  

природного газа

Накопленная добыча 
газа на конец 
2020 года составила 

135

 млрд

куб. м

Суммарные 
извлекаемые запасы 
природного газа 
по клас сифика-
ции АВ1С1 + В2С2 
на 1 января 2021 года 
составили

522

 млрд

куб. м

нефти и газового  
конденсата – 

31

 млн т

1 

Доля Beijing Enterprises Group Company Limited в ПАО «Верхнечонскнефтегаз» составляет 20 %.

95

94

Реализация программы по рациональному исполь-
зованию ПНГ способствует снижению техногенной 
нагрузки на окружающую среду, улучшению экологи-
ческой обстановки в регионах добычи, рациональ-
ному использованию ПНГ.

Одной из ключевых целей Компании является нуле-
вое рутинное сжигание попутного газа.

Компания распо-
лагает большими 
ресурсами 
газа на севере 
Красноярского края 
и ЯНАО (включая 
ресурсы газа проекта 
«Восток Ойл»), реа-
лизуется обширная 
программа геолого-
разведки. В перспек-
тиве это позволит 
создать в регионе 
крупнотоннаж-
ное производство 
СПГ. Экспорт СПГ 
на рынки Азиатско-
Тихоокеанского 
региона и Европы 
планируется 
по Северному мор-
скому пути.

В целях монетизации 
запасов газа на шельфе 
Сахалина в составе кон-
сорциума «Сахалин-1» 
Компания участвует в проекте 
«Дальневосточный СПГ», 
в рамках которого планиру-
ется строительство завода 
по производству СПГ мощно-
стью 6,2 млн т в год в районе 
п. Де-Кастри Хабаровского 
края. В  2020 году прове-
дены конкурсные процедуры 
по выбору подрядчика стадии 
FEED, заключен договор на 
проектирование стадии FEED, 
выполнена подготовка к про-
ведению кампании по марке-
тингу СПГ, готовится площадка 
под строительство завода, 
для чего выполнены работы 
по ликвидации сухопутных 
объектов рейдового налива 
нефти. 

В 2021 году планируется 
завершить разработку FEED, 
начать мероприятия по 

ГАЗОПЕРЕРАБОТКА И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ 
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ

В 2020 году уровень рацио-
нального использования ПНГ 
по Компании с учетом развива-
ющихся и новых месторождений, 
находящихся на ранней стадии 
разработки, составил 74,8 % – 
это ниже показателя 2019 года 

на 3 п. п. Уровень использования 
ПНГ без учета месторождений, 
находящихся на ранней стадии 
разработки, составил 94,3 %.

При этом в Компании про-
должилась полномасштабная 

работа, направленная на повы-
шение эффективности исполь-
зования ПНГ: в отчетном 
периоде завершено строитель-
ство 21 объекта по использова-
нию ПНГ.

В целях дальнейшего разви-
тия газопереработки ведутся 
работы по проекту строи-
тельства Майского газопере-
рабатывающего комплекса. 
Разработана проектная доку-
ментация, получены заключе-
ния государственных экспертиз. 
Принято решение о проведе-
нии и закупке на предостав-
ление услуг по строительству 
комплекса. 

Египет:

 30 % участия в уникальном проекте по разработке газового 

месторождения Зохр, реализуемом совместно с Eni, BP, Mubadala  
и египетской государственной нефтегазовой компанией EGAS.

Вьетнам:

 35 % участия в проекте по добыче газа и конденсата 

на Блоке 06.1 (компания-оператор), 100 % участия в проекте гео-
логоразведочных работ на Блоке 05.3/11 и 32,7 % – в газопроводе 
«Нам Кон Сон».

Бразилия:

 100 % участия в проекте геологоразведочных работ на бло-

ках в бассейне Солимойнс (компания-оператор).

Мозамбик:

 20 % участия в трех геологоразведочных блоках (А5-В, Z5-C 

и Z5-D) на шельфе страны с перспективой крупных газовых открытий.

Латвия:

 10,56 % участия в AS Latvijas Gaze – одной из крупнейших  

компаний, реализующих газ на рынках стран Балтии, и компании 
AS Gaso – операторе газораспределительных сетей Латвии.

Газовые активы за рубежом

ПАО «НК «Роснефть» рассмат-
ривает выход на зарубежные 
газовые рынки и становление 
в качестве глобального игрока 
мирового рынка СПГ как одну 
из своих приоритетных задач. 
Участие в международных 
газовых проектах обеспечит 
Компании экономически эффек-
тивный прирост запасов при-
родного газа и формирование 
сбалансированного по риск-про-
филю портфеля активов.

РАЗВИТИЕ МЕЖДУНАРОДНОГО ГАЗОВОГО БИЗНЕСА

1 

СПГ – сжиженный природный газ.

СПГ-ПРОЕКТЫ

1

подготовке конкурса по выбору 
ЕРС-подрядчика, приступить к 
кампании по маркетингу СПГ.

97

96

РАЗВИТИЕ ЗАРУБЕЖНЫХ 
ПРОЕКТОВ В ПЕРСПЕКТИВНЫХ 
НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕГИОНАХ

ПАО «НК «Роснефть» – глобаль-
ная энергетическая компания 
с диверсифицированным порт-
фелем международных активов. 
В среднесрочной перспективе 
стратегической целью Компании 
в развитии международной дея-
тельности является эффективное 
управление текущим портфе-
лем активов. В долгосрочной 
перспективе Компания стре-
мится к расширению междуна-
родного присутствия в наиболее 

перспективных нефтегазовых 
регионах мира, увеличению 
ресурсной базы и повышению 
эффективности. 

Ключевая цель построения 
устойчивого и прибыльного 
международного присутствия 
Компании – создание допол-
нительной стоимости для акци-
онеров и расширение знаний 
для более эффективной разра-
ботки месторождений в России 

и за рубежом. Целевые направ-
ления присутствия – Южная 
Америка, Северная и Восточная 
Африка, Ближний Восток 
и Азиатско-Тихоокеанский 
регион. В данных регионах 
Компания ведет деятельность 
и активно развивает сотрудни-
чество с местными партнерами, 
нацеленное на взаимовыгодную 
реализацию проектов. 

ПАО «НК «Роснефть» стала пол-
ноправным участником проекта, 
с долей участия 30 % в октябре 
2017 года. 

Месторождение Зохр было 
открыто компанией Eni 
в 2015 году. Площадь место-
рождения – 231 кв. км, глу-
бина моря – 1,2–1,7 км, 
газовой залежи – 3,4–4 км. 
Месторождение является одним 
из крупнейших на шельфе 
Средиземного моря. Первый газ 
на месторождении Зохр получен 
в декабре 2017 года.

В 2020 году в эксплуатацию 
были введены две новые добы-
вающие скважины, а весь эксплу-
атационный фонд насчитывает 
15 скважин. Текущий эксплу-
атационный фонд скважин, 
добычные возможности и инфра-
структурные объекты проекта 
технически способны добы-
вать, перерабатывать и постав-
лять в газотранспортную систему 
Египта до 90 млн куб. м газа 
в сутки.

Фактическая добыча за 2020 год 
(100 % проекта) составила 
21,7 млрд куб. м газа и 0,2 млн т 
конденсата (в доле Компании – 
3,89 млрд куб. м газа и 0,04 млн т 
конденсата).

Весь газ, добываемый на место-
рождении Зохр, поставляется 
в национальную газовую сеть 
Египта. Монетизация причита-
ющегося объема газа осуще-
ствляется в рамках подписанного 
с египетской государствен-
ной компанией EGAS долго-
срочного контракта на поставку 
газа под гарантии государства. 
Выполнение геологоразведоч-
ных работ в рамках Блока Шорук 
(включая бурение одной поис-
ковой скважины) планируется 
до конца июля 2022 года.

ПРОЕКТ ЗОХР  
В АРАБСКОЙ РЕСПУБЛИКЕ ЕГИПЕТ

Добыча за 2020 год 
(100 % проекта) 
составила 

21,7

 млрд

куб. м  

газа 

0,2

 млн т

конденсата

В 2020 году проект 
вышел на самофи-
нансирование.

99

98

В Социалистической Республике 
Вьетнам ПАО «НК «Роснефть» 
участвует в совместном между-
народном проекте по добыче 
газа и конденсата и прове-
дении геологоразведочных 
работ на Блоке 06.1 (Rosneft 
Vietnam B.V. (оператор проекта) – 
35 %, ONGC – 45 %, PVN— 20 %). 
Проект реализуется на основе 
соглашения о разделе продук-
ции (СРП). На участке блока рас-
положено три газоконденсатных 
месторождения, которые нахо-
дятся в 370 км от берега в бас-
сейне Нам Кон Сон, глубина моря 
на участках достигает 190 м.

Фактическая добыча 
на Блоке 06.1 за 2020 год 
(100 % проекта) составила 
3,2 млрд куб. м газа и 0,03 млн т 
конденсата (в доле Компании – 
0,6 млрд куб. м газа и 0,01 млн т 
конденсата).

При реализации проекта 
на Блоке 06.1 22 июня 2020 года 
Rosneft Vietnam B.V. достигло 
важного показателя произ-
водственной деятельности – 
18 лет безаварийных морских 
работ без потери трудоспособно-
сти персонала.

В рамках геологоразведочных 
работ на Блоке 06.1 в 2019 году 
Компания успешно реализо-
вала программу бурения поиско-
вой скважины на структуре PLD 
Clastic Center. Доказано наличие 
рентабельной залежи углеводо-
родов. Rosneft Vietnam B.V. ведет 
работу по согласованию с регу-
ляторными органами Вьетнама 
сроков бурения разведочной 
скважины.

В 2013 году Компания под-
писала соглашение о раз-
деле продукции на разработку 
Блока 05.3/11 (в настоящее 
время проект находится на ста-
дии геологоразведочных работ). 
Лицензионный участок распо-
ложен в регионе с доказанной 
нефтегазоносностью и разви-
той инфраструктурой и граничит 
с разрабатываемыми месторо-
ждениями на Блоке 06.1.

В рамках второй фазы гео-
логоразведочных работ 
на Блоке 05.3/11 в 2020 году 
завершено бурение трех поиско-
во-разведочных скважин. 

Кроме того, ПАО «НК «Роснефть» 
является участником проекта 
морского трубопровода 
«Нам Кон Сон», который осуще-
ствляет транспортировку газа 
и газового конденсата, добывае-
мых с шельфовых блоков в бас-
сейне Нам Кон Сон, на береговой 
комплекс по подготовке газа 
и конденсата. Далее продук-
ция поступает на комплекс газо-
турбинных электростанций 
для производства электроэнер-
гии. Участники проекта: Rosneft 
Vietnam Pipelines B.V. – 32,7 %, 
Perenco – 16,3 %, PVN – 51 %.

При пропускной способности 
7,7 млрд куб. м в год прокачка 
за 2020 год составила около 
5,6 млрд куб. м (прокачивается 
продукция Блока 06.1 и дру-
гих операторов бассейна 
Нам Кон Шон). Операционная 
эффективность – 100 %.

ПРОЕКТЫ  
НА ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА 

Компания участвует в консорци-
уме, реализующем проект по гео-
логическому изучению трех 
участков шельфа Республики 
Мозамбик (блоки А5-В, Z5-C, 
Z5-D), полученных в результате 
пятого лицензионного 
раунда. Состав консорциума: 
«Роснефть» – 20 %; ExxonMobil 

(оператор) – 40 %; мозамбик-
ская государственная компания 
ENH – 20 %; Qatar Petroleum – 
10 %; Eni – 10 %.

В 2020 году консорциумом 
завершены работы по обработке 
и интерпретации сейсмических 
данных по указанным блокам.

ПРОЕКТЫ  
НА ШЕЛЬФЕ МОЗАМБИКА

Добыча за 2020 год 
(100 % проекта) 
составила 

3,2

 млрд

куб. м 

газа

и

0,03

 млн т

конденсата

18

 лет

безаварийности  
морских работ 
без потери 
трудоспособности 
персонала

101

100