содержание .. 305 306 307 308 ..

ПАО Газпром. Квартальные отчёты за 2005-2014 годы - часть 307

- 121 -

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Сарваров Айдар Расимович

Состав коллегиального исполнительного органа общества

Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью
"Газпромнефтьфинанс"
Сокращенное фирменное наименование: ООО "Газпромнефтьфинанс"

Место нахождения

117647 Россия, г. Москва, ул. Профсоюзная д. 125А

ИНН: 8601017300
ОГРН: 1028600508056

Основание (основания), в силу которого эмитент осуществляет контроль над подконтрольной организацией
(участие в подконтрольной эмитенту организации, заключение договора доверительного управления
имуществом, заключение договора простого товарищества, заключение договора поручения, заключение
акционерного соглашения, заключение иного соглашения, предметом которого является осуществление
прав, удостоверенных акциями (долями) подконтрольной эмитенту организации): участие в
подконтрольной эмитенту организации

Признак осуществления эмитентом контроля над организацией, в отношении которой он является
контролирующим лицом: Преобладающее участие в уставном капитале
Вид контроля: прямой контроль
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0
Описание основного вида деятельности общества:
Инвестиционная деятельность

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества

Совет директоров (наблюдательный совет) не предусмотрен

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Чудинов Олег Евгеньевич

Состав коллегиального исполнительного органа общества

- 122 -

Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяная компания
"Сибнефть-Югра"
Сокращенное фирменное наименование: ООО "НК "Сибнефть-Югра"

Место нахождения

628007 Россия, ХМАО, г. Ханты-Мансийск, ул. Мира д. 149

ИНН: 8601001927
ОГРН: 1028600508441

Основание (основания), в силу которого эмитент осуществляет контроль над подконтрольной организацией
(участие  в  подконтрольной  эмитенту  организации,  заключение  договора  доверительного  управления
имуществом,  заключение  договора  простого  товарищества,  заключение  договора  поручения,  заключение
акционерного  соглашения,  заключение  иного  соглашения,  предметом  которого  является  осуществление
прав,  удостоверенных  акциями  (долями)  подконтрольной  эмитенту  организации):  участие  в
подконтрольной эмитенту организации

Признак  осуществления  эмитентом  контроля  над  организацией,  в  отношении  которой  он  является
контролирующим  лицом:  В  силу  прямого  и  косвенного  участия  в  уставном  капитале  эмитент  имеет
возможность определять решения, принимаемые данным обществом
Вид контроля: прямой контроль
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 50
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0
Описание основного вида деятельности общества:
Геологоразведка, добыча, транспортировка и переработка нефти и газа

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Мухаметзянов Ревал Нурлыгаянович

Балашова Лариса Владимировна

Янкевич Алексей Викторович

Шутов Андрей Анатольевич

Лебедев Андрей Игоревич

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Бухтояров Виталий Валерьевич

Состав коллегиального исполнительного органа общества

- 123 -

Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью
"Газпромнефть-Инвест"
Сокращенное фирменное наименование: ООО "Газпромнефть-Инвест"

Место нахождения

117647 Россия, г. Москва, ул. Профсоюзная д. 125А

ИНН: 7728678933
ОГРН: 5087746602510

Основание (основания), в силу которого эмитент осуществляет контроль над подконтрольной организацией
(участие  в  подконтрольной  эмитенту  организации,  заключение  договора  доверительного  управления
имуществом,  заключение  договора  простого  товарищества,  заключение  договора  поручения,  заключение
акционерного  соглашения,  заключение  иного  соглашения,  предметом  которого  является  осуществление
прав,  удостоверенных  акциями  (долями)  подконтрольной  эмитенту  организации):  участие  в
подконтрольной эмитенту организации

Признак осуществления эмитентом контроля над организацией, в отношении которой он является
контролирующим лицом: Преобладающее участие в уставном капитале
Вид контроля: прямой контроль
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0
Описание основного вида деятельности общества: Инвестиционная деятельность

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества

Совет директоров (наблюдательный совет) не предусмотрен

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Лихненко Виталий Викторович

Состав коллегиального исполнительного органа общества

Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен

3.6. Состав, структура и стоимость основных средств эмитента, информация о планах по
приобретению, замене, выбытию основных средств, а также обо всех фактах обременения
основных средств эмитента

3.6.1. Основные средства

За 2011 г.

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы объектов основных средств

Первоначальн

Сумма

- 124 -

ая

(восстановите

льная)

стоимость

начисленной
амортизации

Земли

5 755.7

Здания

490 988.53

46 077.61

Сооружения

7 121 487.48

3 162 171.02

Сооруж.- Дороги

76 810.68

7 603.74

Сооруж.- Скваж

7 555 416.48

1 495 891.96

Сооружения (0010)

3 960.67

1 716.16

Передаточные устройства

1 896 025.5

796 520.04

Машины и оборудование

2 789 104.34

1 064 091.2

Транспорт

7 680.69

3 434.95

Инструмент

1 090.85

698.58

Инвентарь

390 589.14

173 829.9

Малые насаждения

20 322.79

870.24

Библиот.фонды

1 392.27

Сооружения (<10000)

52.71

32.47

МашОбор(<10000)

2 016.12

2 013.49

Инвентарь (<10000)

2 264.17

2 262.23

Прочие (<10000)

1 240.82

ИТОГО

20 366 198.95

6 758 454.41

Сведения о способах начисления амортизационных отчислений по группам объектов основных средств:
Амортизация по основным средствам начисляется ежемесячно линейным способом, исходя из сроков
полезного использования

Отчетная дата: 31.12.2011

На дату окончания отчетного квартала

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы объектов основных средств

Первоначальн

ая

(восстановите

льная)

стоимость

Сумма

начисленной
амортизации

Земельные участки

5 755.7

Здания

456 289.19

46 216.85

ПередатУстройства

1 893 344.59

842 303.66

Скважины

7 924 684.44

1 764 690.64

Дороги

93 213.59

9 773.05

СоорИсклПерУстрДорСк

7 047 097.94

3 255 224.12

СооружДо2002

2 991.63

МашиныОборудование

3 208 224.99

1 125 386.53

ТранспортныеСредства

7 083.27

3 345.95

ПроизводствИнвентарь

402 831.33

188 399.34

Инструмент

1 090.85

748.32

- 125 -

Многолетние насажден

18 992.89

963.22

Библиотечные фонды

1 392.27

Прочие ОС

1 051.77

ИТОГО

21 064 044.45

7 238 103.44

Указываются сведения о планах по приобретению, замене, выбытию основных средств, стоимость которых
составляет  10  и  более  процентов  стоимости  основных  средств  эмитента,  и  иных  основных  средств  по
усмотрению  эмитента,  а  также  сведения  обо  всех  фактах  обременения  основных  средств  эмитента  (с
указанием характера обременения, даты возникновения обременения, срока его действия и иных условий по
усмотрению  эмитента).:  планов  по  приобретению,  замене,  выбытию  основных  средств,  стоимость
которых составляет 10 и более процентов балансовой стоимости основных средств нет.

IV. Сведения о финансово-хозяйственной деятельности эмитента

4.1. Результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента

Динамика показателей, характеризующих результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента, в
том числе ее прибыльность и убыточность, рассчитанных на основе данных бухгалтерской (финансовой)
отчетности

Стандарт (правила), в соответствии с которыми составлена бухгалтерская (финансовая) отчетность,
на основании которой рассчитаны показатели: РСБУ
Единица измерения для суммы непокрытого убытка: тыс. руб.

Наименование показателя

2011

2012, 3 мес.

Норма чистой прибыли, %

9.29

4.73

Коэффициент оборачиваемости активов, раз

1.1

0.3

Рентабельность активов, %

10.36

1.37

Рентабельность собственного капитала, %

26.57

3.55

Сумма непокрытого убытка на отчетную дату

Соотношение непокрытого убытка на отчетную дату и
балансовой стоимости активов, %

Все показатели рассчитаны на основе рекомендуемых методик расчетов: Да
Экономический анализ прибыльности/убыточности эмитента, исходя из динамики приведенных показателей,
а также причины, которые, по мнению органов управления, привели к убыткам/прибыли эмитента,
отраженным в бухгалтерской (финансовой) отчетности:
Показатель  норма  чистой  прибыли,  рассчитанный  как  отношение  чистой  прибыли  к  выручке  от
продаж,    в 1 квартале 2012 года    снизился с 9,29 % до 4,73 % по сравнению с    показателем за 2011 год.
  Коэффициент  оборачиваемости  активов  в  1  квартале  2012  по  сравнению  с  аналогичным  периодом
прошлого годе не изменился и составил 0,3.
  Рентабельность активов в 1 квартале 2012 года по сравнению с 1 кварталом 2011 года снизилась с 3,67
%  до  1,37 %.  Рентабельность  собственного  капитала  в 1  квартале  2012  по  сравнению  с  аналогичным
периодом прошлого года снизилась с 8,82 % до 3,55 %.    Снижение показателей рентабельности связано

- 126 -

в основном со снижением величины чистой прибыли в 1 квартале 2012 года.

Мнения органов управления эмитента относительно причин или степени их влияния на результаты
финансово-хозяйственной деятельности эмитента не совпадают: Нет
Член совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или член коллегиального исполнительного
органа эмитента имеет особое мнение относительно упомянутых причин и/или степени их влияния на
результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента, отраженное в протоколе собрания (заседания)
совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или коллегиального исполнительного органа, на
котором рассматривались соответствующие вопросы, и настаивает на отражении такого мнения в
ежеквартальном отчете: Нет

4.2. Ликвидность эмитента, достаточность капитала и оборотных средств

Динамика показателей, характеризующих ликвидность эмитента, рассчитанных на основе данных
бухгалтерской (финансовой) отчетности

Стандарт (правила), в соответствии с которыми составлена бухгалтерская (финансовая) отчетность,
на основании которой рассчитаны показатели: РСБУ
Единица измерения для показателя 'чистый оборотный капитал': тыс. руб.

Наименование показателя

2011

2012, 3 мес.

Чистый оборотный капитал

198 601 604

164 216 275

Коэффициент текущей ликвидности

1.73

1.52

Коэффициент быстрой ликвидности

1.61

1.41

По усмотрению эмитента дополнительно приводится динамика показателей, характеризующих ликвидность
эмитента, рассчитанных на основе данных сводной бухгалтерской (консолидированной финансовой)
отчетности эмитента, включаемой в состав ежеквартального отчета: Нет

Все показатели рассчитаны на основе рекомендуемых методик расчетов: Да
Экономический анализ ликвидности и платежеспособности эмитента, достаточности собственного капитала
эмитента  для  исполнения  краткосрочных  обязательств  и  покрытия  текущих  операционных  расходов  на
основе  экономического  анализа  динамики  приведенных  показателей  с  описанием  факторов,  которые,  по
мнению  органов  управления  эмитента,  оказали  наиболее  существенное  влияние  на  ликвидность  и
платежеспособность эмитента:
Чистый оборотный капитал в 1 квартале 2012 года снизился по сравнению с аналогичным показателем
за  2011  год  с  198  601  604  тыс.руб  до  164  216  275  тыс.руб.  в  основном  за  счет  роста  привлечения
краткосрочных кредитов и роста задолженности перед поставщиками.

  Коэффициент текущей ликвидности в 1 квартале 2012 года снизился по сравнению с 2011 годом с 1,73
до  1,52.  При  этом,  если  сравнивать  этот  показатель  с  аналогичным  периодом  прошлого  года  , то  он
вырос с 1,44 в 1 квартале 2011 года до 1,52 в 1 квартале 2012 года.

Коэффициент быстрой ликвидности в 1 квартале 2012 года снизился по сравнению с 2011 годом с 1,61
до 1,41. При этом, если сравнивать этот показатель с аналогичным периодом прошлого года , то он
вырос с 1,30 в 1 квартале 2011 года до 1,41 в 1 квартале 2012 года.

  Снижение  коэффициентов  текущей  и  быстрой  ликвидности  в  1  квартале  2012  года  по  сравнению  с
показателем  за  2011  год  связано  с  ростом  привлечения  краткосрочных  кредитов  и  ростом
задолженности перед поставщиками.

Мнения  органов  управления  эмитента  относительно  причин  или  степени  их  влияния  на  результаты
финансово-хозяйственной деятельности эмитента не совпадают: Нет
Член  совета  директоров  (наблюдательного  совета)  эмитента  или  член  коллегиального  исполнительного
органа  эмитента  имеет  особое  мнение  относительно  упомянутых  причин  и/или  степени  их  влияния  на
результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента, отраженное в протоколе собрания (заседания)

- 127 -

совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или коллегиального исполнительного органа, на
котором рассматривались соответствующие вопросы, и настаивает на отражении такого мнения в
ежеквартальном отчете: Нет

4.3. Финансовые вложения эмитента

За 2011 г.

Перечень финансовых вложений эмитента, которые составляют 5 и более процентов всех его финансовых
вложений на дату окончания отчетного периода

Вложения в эмиссионные ценные бумаги

Вид ценных бумаг: акции
Полное фирменное наименование эмитента: Открытое акционерное общество
"Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
Сокращенное фирменное наименование эмитента: ОАО "Газпромнефть-ННГ"
Место нахождения эмитента: 629807, Тюменская область, ЯНАО, г. Ноябрьск, ул. Ленина, д. 59/87
ИНН: 8905000428
ОГРН: 1028900703963

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

13.03.2001

1-04-00109-А

ФКЦБ России

Количество ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 74
Общая номинальная стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 6112026300 RUR
x 1
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента:

8 811 463 917.80
Единица измерения: руб.
Эмитент ценных бумаг является дочерним и (или) зависимым обществом по отношению к
эмитенту, составившему настоящий ежеквартальный отчет
За последние 5 лет дивиденды не объявлялись и не выплачивались
Дополнительная информация: нет

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

- 128 -

13.03.2001

2-03-00109-А

ФКЦБ России

Количество ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 25
Общая номинальная стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 1178175000 RUR
x 1
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента:

1 378 300 653.97
Единица измерения: руб.
Эмитент ценных бумаг является дочерним и (или) зависимым обществом по отношению к
эмитенту, составившему настоящий ежеквартальный отчет
За последние 5 лет дивиденды не объявлялись и не выплачивались
Дополнительная информация: нет

Вид ценных бумаг: акции
Полное фирменное наименование эмитента: Company for Research, Production, Processing, Distribution
and Trade of Oil and Oil Derivatives and Research and Production of Natural Gas "Nafta Industrija Srbije"
A.D. Novi Sad
Сокращенное фирменное наименование эмитента: NIS a.d. Novi Sad
Место нахождения эмитента: Республика Сербия, г. Нови-Сад, ул. Народного Фронта, д. 12
Не является резидентом РФ

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

RSNISHE00962

Центральный регистратор, депозитарий и клиринг
ценных бумаг Республики Сербия

Количество ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 91 565 887
Общая номинальная стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента:

45 782 944 RSD
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента:

20 196 366 723.02
Единица измерения: руб.
Эмитент ценных бумаг является дочерним и (или) зависимым обществом по отношению к
эмитенту, составившему настоящий ежеквартальный отчет
За 2010 г. дивиденды не объявлялись и не выплачивались
Дополнительная информация: нет

Вид ценных бумаг: акции
Полное фирменное наименование эмитента: Sibir Energy Limited
Сокращенное фирменное наименование эмитента: Sibir Energy Ltd.
Место нахождения эмитента: Лондон ЕС3N 1DX, Ибекс хаус, 42-47 Минориз
Не является резидентом РФ

Дата

государственной

регистрации

выпуска

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

- 129 -

(выпусков)

GB00B04M0Q71

Количество ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 298 862 666
Общая номинальная стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 29886266,6 GBR
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента:

74 101 657 740
Единица измерения: руб.
Эмитент ценных бумаг является дочерним и (или) зависимым обществом по отношению к
эмитенту, составившему настоящий ежеквартальный отчет
Общий размер объявленного дивиденда по обыкновенным акциям компании за 2010 г. - 113 661 617
GBR, срок выплаты - до 31.12.2010 г. Дивиденды выплачены в полном объеме.

Дополнительная информация: нет

Вложения в неэмиссионные ценные бумаги

Вложений в неэмиссионные ценные бумаги, составляющих 5 и более процентов всех финансовых
вложений, нет

Эмитентом создан резерв под обесценение вложений в ценные бумаги
Величина  резерва  под  обесценение  ценных  бумаг  на  начало  и  конец  последнего  завершенного
финансового года перед датой окончания последнего отчетного квартала:
В  соответствии  с  учетной  политикой  Эмитент  создавал  резерв  под  обесценение  финансовых
вложений  в  порядке,  установленном  Методическими  указаниями  Компании  «Бухгалтерский  учет
расходов, связанных с созданием и использованием резервов».
К  финансовым  вложениям,  по  которым  не  определяется  текущая  рыночная  стоимость  и  по
которым  при  наличии  устойчивого  снижения  стоимости  вложений  создается  резерв  под
обесценение финансовых вложений, относятся:
- вклады в уставные капиталы обществ с ограниченной ответственностью (далее – ООО);
- вложения в акции, облигации и векселя, не обращающиеся на организованном рынке ценных бумаг;
- выданные займы.

Резерв  создается  на  величину  разницы  между  учетной  стоимостью  и  расчетной  стоимостью
финансовых вложений.
По    состоянию  на  01.01.2011  г.  сумма  резерва  под обесценение  ценных  бумаг  составила 172,19 тыс.
руб.
По состоянию на 31.12.2011 г. сумма резерва под обесценение ценных бумаг составила 147,09 тыс. руб.

Иные финансовые вложения

Финансовое вложение является долей участия в уставном (складочном) капитале
Полное фирменное наименование коммерческой организации, в которой эмитент имеет долю участия в
уставном (складочном) капитале (паевом фонде): Общество с ограниченной ответственностью
"Ямал развитие"
Сокращенное фирменное наименование: ООО "Ямал развитие"
Место нахождения: г. Москва, Олсуфьевский пер., д.8
ИНН: 6316031581
ОГРН: 1026303117642

Размер вложения в денежном выражении: 10 010 006
Единица измерения: тыс. руб.
Размер вложения в процентах от уставного (складочного) капитала (паевого фонда): 50
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:

- 130 -

Дополнительная информация: нет

Объект финансового вложения: Займ
Размер вложения в денежном выражении: 11 719 554.26
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
10%, срок выплаты 28.09.2012 г.
Дополнительная информация:нет

Стандарты (правила) бухгалтерской отчетности, в соответствии с которыми эмитент произвел расчеты,
отраженные в настоящем пункте ежеквартального отчета:
Финансовые вложения учитываются предприятием на б/с 58 в соответствии с ПБУ 19/02 «Учет
финансовых вложений», утвержденным Приказом Минфина РФ от 10.12.2002г. №126н.

На дату окончания отчетного квартала

Вложения в эмиссионные ценные бумаги

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

13.03.2001

1-04-00109-А

ФКЦБ России

Количество ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 74
Общая номинальная стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 6112026300 RUR
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента:

- 131 -

Дополнительная информация: нет

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

13.03.2001

2-03-00109-А

ФКЦБ России

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

RSNISHE00962

Центральный регистратор, депозитарий и клиринг
ценных бумаг Республики Сербия

45782944 RSD
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента:

20 196 366 723.02

- 132 -

Единица измерения: руб.
Эмитент ценных бумаг является дочерним и (или) зависимым обществом по отношению к
эмитенту, составившему настоящий ежеквартальный отчет
За 2010 г. дивиденды не объявлялись и не выплачивались
Дополнительная информация:

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

GB00B04M0Q71

Вложения в неэмиссионные ценные бумаги

Вложений в неэмиссионные ценные бумаги, составляющих 5 и более процентов всех финансовых
вложений, нет

- 133 -

руб.
По состоянию на 31.12.2011 г. сумма резерва под обесценение ценных бумаг составила 147,09 тыс. руб.

Иные финансовые вложения

Размер вложения в денежном выражении: 26 358 485
Единица измерения: тыс. руб.
Размер вложения в процентах от уставного (складочного) капитала (паевого фонда): 50
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты: нет

Дополнительная информация: нет

Информация о величине потенциальных убытков, связанных с банкротством организаций (предприятий), в
которые были произведены инвестиции, по каждому виду указанных инвестиций:
Величина  потенциальных  убытков  равна  балансовой  стоимости  принадлежащих  ОАО  «Газпром
нефть»    акций  ОАО  «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,  компании  «NIS»  a.d.  Novi  Sad  и  Sibir
Energy.  Риски,  связанные  с  потенциальным  банкротством  указанных  предприятий  незначительны,
поскольку все компании являются дочерними обществами ОАО "Газпром нефть".

Стандарты  (правила)  бухгалтерской  отчетности,  в  соответствии  с  которыми  эмитент  произвел  расчеты,
отраженные в настоящем пункте ежеквартального отчета:
Финансовые  вложения  учитываются  предприятием  на  б/с  58  в  соответствии  с  ПБУ  19/02  «Учет
финансовых вложений», утвержденным Приказом Минфина РФ от 10.12.2002г. №126н.

4.4. Нематериальные активы эмитента

За 2011 г.

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы объектов нематериальных активов

Первоначальная

(восстановительная)

стоимость

Сумма начисленной

амортизации

Интеллектуальная собственность

99 101.02

67 393.62

Изобретение, образец, полезная модель

33.28

3.73

Программы ЭВМ, БД

38 608.8

25 636.09

- 134 -

Товарный знак, знак обслуживания

92 205.24

17 391.69

ИТОГО

229 948.34

110 425.13

Стандарты (правила) бухгалтерского учета, в соответствии с которыми эмитент представляет информацию
о своих нематериальных активах.: Положение по бухгалтерскому учету "Учет нематериальных
активов" (ПБУ 14/2007).

Отчетная дата: 31.12.2011

На дату окончания отчетного квартала

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы объектов нематериальных активов

Первоначальная

(восстановительная)

стоимость

Сумма начисленной

амортизации

Интеллектуальная собственность

99 101.02

67 393.62

Изобретение, образец, полезная модель

33.28

3.73

Программы ЭВМ, БД

38 608.8

25 636.09

Товарный знак, знак обслуживания

92 205.24

17 391.69

ИТОГО

229 948.34

110 425.13

4.5. Сведения о политике и расходах эмитента в области научно-технического развития, в
отношении лицензий и патентов, новых разработок и исследований

Развитие  инновационной  деятельности  по  приоритетным  направлениям  является  необходимым
условием успешного развития Компании в долгосрочной перспективе.
Стратегическая  цель  «Газпром  нефти»  –  добывать  к  2020  г.  100  млн  т  н.  э.  в  год.  Для  достижения
запланированного показателя необходимо обеспечить ежегодный прирост. Учитывая масштаб задачи,
сфера  приложения  сил  специалистов  «Газпром  нефти»  в  области  инновационного  развития  крайне
обширна.  Это  повышение  эффективности  добычи  нефти  на  истощенной  ресурсной  базе
традиционных  месторождений;  освоение  новых  регионов  Ямала,  Восточной  Сибири,  Оренбургской
области;  выход  на  шельфы,  в  том  числе  арктических  морей  –  Печорского,  Карского,  Баренцева;
реализация  проектов  за  рубежом;  получение  компетенций  в  сфере  разработки  нетрадиционных
источников углеводородов – битумов, битуминозных песков, битумных сланцев, высоковязкой нефти.
Стратегия  инновационного  развития  Компании  до  2020  г.  предусматривает  реализацию  целого  ряда
программ,  которые  позволят  более  эффективно  вести  разведку,  применяя  последние  достижения
геологии и геофизики; разрабатывать нефтегазовые месторождения, максимально снижая нагрузку на
окружающую среду. Учитывая, что со временем выработка запасов на традиционных месторождениях
будет расти, Компании предстоит создавать и внедрять технологии повышения нефтеизвлечения на
месторождениях  с  преждевременным  обводнением,  с  трудноизвлекаемыми  запасами  и  низкой
нефтенасыщенностью.  Будет  продолжена  работа  по  внедрению  современных  технологий
горизонтального бурения, строительства многоствольных скважин, бурения боковых стволов. В то же
время  за  счет  внедрения  современных  инновационных  технологий  должны  быть  сокращены  общие
затраты  на  ГТМ  и  существенно  повышена  эффективность  капитального  ремонта  скважин.  На
эксплуатирующихся  месторождениях  Компании  начнется  внедрение  комплекса  энергосберегающих
технологий.
ИННОВАЦИИ В СФЕРЕ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ
Основной задачей в научно-технической сфере является ускоренное освоение достижений технического
прогресса,  подготовка  к  внедрению  новой  техники  и  технологий  в  объемах,  необходимых  для
динамичного развития производства.
Главным  фактором  инновационного  развития  любого  предприятия  является  умение  создавать  и

- 135 -

эффективно  использовать  новые  технические  решения  и  технологии.  Использование  новейших
технологий становится реальным критерием конкурентоспособности предприятия.
В  2011  г.  создан  Объединенный  научно-исследовательский  центр  инновационных  технологий  добычи
нефти (ОНИЦ) между ООО  «Газпромнефть  НТЦ» и Санкт-Петербургским  государственным  горным
университетом  (СПГГУ)  в  рамках  ранее  созданного  «Консорциума  по  разработке  и  внедрению
инновационных технологий добычи и переработки углеводородного сырья». Ядром ОНИЦ стали восемь
научно-исследовательских  лабораторий  (подготовки  керна;  физики  нефтегазового  пласта;
реологических  и  фильтрационных  исследований;  моделирования  разработки  нефтяных  и  газовых
месторождений;  исследований  нефтяных  дисперсных  систем;  исследований  процессов  фильтрации
пластовых нефтей; тампонажных и буровых растворов; аналитического контроля, солеотложений и
парафиноотложений, коррозии), оснащенных самым современным экспериментальным оборудованием.
В дополнение к этому ООО «Газпромнефть НТЦ» выделил 20 млн руб. на приобретение специального
оборудования, лабораторной мебели и программного обеспечения, около 10 млн руб.в текущем году ОАО
«Газпром  нефть»  инвестировала  в  приоритетные  исследования:  повышение  нефтеотдачи  пласта  и
производительности  скважин;  исследования  состава  и  свойств  нефти,  твердых  отложения  и
коррозии  в  нефтепромысловом  оборудовании;  подбор  и  исследование  жидкостей  для  проведения
обработки призабойных зон пластов (ПЗП), глушения скважин, ремонтно-изоляционных работ (РИР),
гидравлических  разрывов  пластов  (ГРП);  разработка,  и  адаптация  технологий;  подбор  рецептур
буровых и тампонажных растворов.
Для оптимизации работы системы ППД и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти
на  выработанных  участках  залежи  в  сентябре  2011  г.  специалистами  ООО  «Газпромнефть  НТЦ»
совместно

со

специалистами

ОАО

«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

(филиал

«Муравленковскнефть») успешно начата реализация проекта по управлению заводнением на опытном
участке Сугмутского месторождения. Проект рассчитан на 3 года. Эффективность от его реализации
планируется на 10 лет и составит 62,3 тыс. т дополнительно добытой нефти. На 1 декабря 2011 г.
дополнительно добыто 1,1 тыс. т нефти, что соответствует прогнозному расчету.
Специалистами  НТЦ  совместно  с  УфаНИПИнефть  разработана  комплексная  программа  по
щелочно-ПАВ-полимерному заводнению и обработкам призабойных зон добывающих и нагнетательных
скважин  для  юрской  залежи  Ярайнерского  месторождения  ОАО  «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,
которая  характеризуется  низкими  фильтрационно-емкостными  свойствами  и  сложным
геологическим  строением.  Проект  направлен  на  стабилизацию  разработки  залежи.  Планируемая
суммарная дополнительная добыча нефти составит 9,2 тыс. т нефти.
В  2011  г.  проведены  работы  в  рамках  «Комплексной  программы  РИР»  на  14  добывающих  скважинах
Суторминского

месторождения

ОАО

«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

(филиал

«Муравленковскнефть») с целью отключения пласта при переходе на нижележащий горизонт. В ходе
проведения работ были опробованы две новые технологии – закачка составов на основе полимеров F100
и  WGA111.  Технологическая  успешность  работ  составила  93  %.  Среднесуточный  прирост  дебита
нефти  после  проведения  РИР  –  6,5  т/сут.  Дополнительная  добыча  нефти  по  состоянию  на  1  января
2012 г. составила 6 229 т. Эффект продолжается на 12 скважинах.
Проведены  работы  по  устранению  множественных  интервалов  негерметичности  эксплуатационной
колонны.  Применение  технологии  поинтервальной  закачки  состава  ТСА,  ранее  применявшегося  на
месторождениях  ОАО  «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,  позволило  за один  спуск-подъем  пакерного
оборудования  ликвидировать  все  три  интервала  негерметичности  эксплуатационной  колонны,
экономия продолжительности работы бригады капитального ремонта скважин составила 240 часов.
Дополнительная добыча от комплексного проведения мероприятия (вывод из бездействия, устранение
множественных  интервалов  негерметичности  эксплуатационной  колонны,  гидроразрыв  пласта)
составила 8,3 тыс. т нефти, среднесуточный прирост дебита нефти за время эффекта – 29,8 т/сут.
В  2011  г.  в  рамках  проекта  «Мониторинг  солеобразования  в  скважинном  оборудовании,  технологии
предупреждения  солеобразования  и  их  оптимизация»  проведены  исследования  причин  выпадения
твердых  отложений  во  внутрискважинном  оборудовании  на  Приобском,  Пальяновском,  Зимнем
месторождениях,  проведены  лабораторные  исследования  по  подбору  оптимальных  реагентов  (из  16
выбраны  4)  и  их  концентраций  для  Приобского,  Пальяновского,  Зимнего  месторождений  ООО
«Газпромнефть-Хантос».  В  2011–2012  гг.  проводятся  ОПИ  четырех  реагентов.  Проведенная
оптимизация ингибиторной защиты внутрискважинного оборудования позволила сэкономить 7,7 млн
руб.  Ожидаемая  экономия  в  2012  г.  –  14,2  млн  руб.  Наработка  внутрискважинного  оборудования  на
осложненном  солеотложениями  фонде  увеличилась  со  313  до  382  суток  (прирост  22  %),  в  2013  г.
планируется  увеличение  до  420  суток  (прирост  10  %).  Проведены  соляно-кислотные  обработки
внутрискважинного  оборудования.  Средняя  продолжительность  эффекта  составляет  21  сутки.
Экономическая эффективность от проведенных операций – 32,5 млн руб.
Специалистами НТЦ в 2011 г. проведены работы по ОПИ технологий и способов защиты от коррозии
подземного

оборудования

добывающих

скважин

на

Урманском

месторождении

- 136 -

«Газпромнефть-Восток».  Проведено  тестирование  ингибиторов  коррозии  внутрискважинного
оборудования, на основе которого разработана единая линейка эффективности ингибиторов коррозии
для  применения  на  месторождениях  ООО  «Газпромнефть-Восток».  Для  обеспечения  прироста  МРП
внутрискважинного  оборудования  и  снижения  операционных  затрат  на  его  эксплуатацию,
разработаны и внедрены следующие нормативно-технические документы:
?

Методика отнесения скважин к осложненному фонду;

Классификатор видов коррозии внутрискважинного оборудования;

Методика расчета сравнительной эффективности противокоррозионных мероприятий;

Методика выбора защитных мероприятий;

Инструкция по эксплуатации труб;

Формы программы и отчета по ОПИ;

Регламент на приготовление жидкостей глушения.

Основываясь  на  вновь  разработанной  документации  в  2012  г.  планируется  разработать  и  внедрить
интегрированный с существующими базами данных по коррозионному фонду программный продукт для
расчета  и  прогнозирования  развития  коррозионных  процессов  во  внутрискважинном  оборудовании.
Результатом  выполненных  работ  в  2011  г.  является  снижение  удельного  показателя  коррозионных
отказов на действующем фонде с 0,37 до 0,16.
В  текущем  году  проведено  совершенствование  постоянно  действующей  базы  данных  неработающего
фонда,  проведена  комплексная  интеграция  корпоративных  баз  данных,  добавлены  критерии  для
автоматического  подбора  скважин  для  интенсификации,  разработаны  картографические
репрезентативные  материалы  для  поддержки  принятия  решения  и  углублен  экономический  анализ.
Данная  система  позволяет:  формировать  ранжированные  по  экономическим  и  технологическим
показателям списки скважин для возврата их в работу, формировать адресные ГТМ, необходимые для
возврата  скважины  в  работу,  формировать  дополнительную  отчетность,  осуществлять  подбор
погружного  оборудования,  интерактивно  работать  с  картой  и  данными.  Дальнейшее  развитие
программы  основано  на  углублении  и  расширении  анализа  и  подключении  дополнительных  методик
отбора.  После  внедрения  постоянно  действующей  базы  данных  неработающего  фонда  в  ОАО
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

филиале

«Муравленковскнефть»,

скорость

анализа

бездействующих скважин возросла в 15 раз.
В  ДЗО  Компании  совместно  со  специалистами  НТЦ  в  2011  г.  были  проведены  испытания  режима
периодического  кратковременного  включения  (режим  ПКВ)  УЭЦН.  В  результате  испытаний  было
зафиксировано увеличение МРП на малодебитном и осложненном фонде в 1,5–2 раза и на столько же –
сокращение  затрат  на  электроэнергию.  При  написании  стандарта  Компании  «Выполнение  работ  с
УЭЦН»  в  2011  г.,  специалистами  НТЦ  была  разработана  методика  «Подбор  режима  периодического
кратковременного  включения».  В  2012  г.  планируются  дальнейшие  работы  по  изучению  и  внедрению
режима  ПКВ  в  Компании.  Планируемый  эффект  от  полномасштабного  внедрения  технологии  на
малодебитном  осложненном  фонде  и  фонде  с  нестабильным  притоком  в  2014–2016  гг.  по  расчетам
составит 148 млн руб.

ИННОВАЦИИ В СФЕРЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ
Целый  ряд  факторов,  в  том  числе  требования  технического  регламента  по  повышению  качества
топлив,  выравнивание  пошлин  на  темные  и  светлые  нефтепродукты,  новые  продукты
нефтепереработки  и  нефтехимии  (премиальные  брендированные  топлива,  смазочные  материалы,
новые  марки  битумов,  кокс),  необходимость  оптимизации  и  снижения  производственных  затрат,
рост  зависимости  от  зарубежных  катализаторов  и  технологий  и  др.,  обусловливает  необходимость
совершенствования технологий нефтепереработки и нефтехимии.
Основными целями инновационной и научно-технической деятельности в области нефтепереработки
ОАО  «Газпром  нефть»  являются  обеспечение  конкурентоспособности  в  технологической  области,
повышение  качества  продукции,  снижение  себестоимости  производства,  разработка  и  производство
новых  видов  технологий,  продуктов  и  услуг,  решение  текущих  технологических  проблем,  а  также
развитие позитивного инновационного имиджа Компании.
В  2011  г.  Правлением  Компании  была  утверждена  Стратегия  развития  инновационной  и
научно-технической  деятельности  в  области  нефтепереработки  и  нефтехимии  до  2020  г.  Документ
определяет  принципы  и  ключевые  показатели  эффективности  управления  инновационной
деятельностью в Блоке логистики, переработки и сбыта, а также основные направления разработки
инновационных  технологий  в  области  нефтепереработки  и  нефтехимии:  повышение  качества
продукции (в частности, снижение содержание серы и ароматики в бензинах и дизельных топливах),
увеличение  глубины  переработки  нефти,  разработка  новых  видов  продукции,  повышение
эффективности и экологичности производства. Стратегией предусмотрено финансирование НИОКР в
области  нефтепереработки  и  нефтехимии  в  годовом  объеме  до  450  млн  руб.  к  2015  г.  Затраты  на
НИОКР в области нефтепереработки и нефтехимии, запланированные на 2012 г., превышают 200 млн

содержание .. 305 306 307 308 ..