ОАО «ГАЗПРОМ». Годовой отчёт (2001-2014 год) - часть 52

 

  Главная      Учебники - Разные     ОАО «ГАЗПРОМ». Годовой отчёт (2001-2014 год)

 

поиск по сайту           правообладателям

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..     50      51      52      53     ..

 

 

ОАО «ГАЗПРОМ». Годовой отчёт (2001-2014 год) - часть 52

 

 

43

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

В 2009 г. основные инвестиции в добычу газа были направлены на обустройство Бованенковского месторож#

дения; строительство полупогружной буровой платформы на Штокмановском месторождении; на завершение
обустройства второго опытного участка ачимовских отложений и двух КС по утилизации ПНГ на Уренгойском
месторождении; строительство эксплуатационных скважин Астраханского, Оренбургского и Южно#Русского
месторождений. 

ОСВОЕНИЕ РЕСУРСОВ МЕТАНА УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНОВ РОССИИ

Газпром реализует в Кемеровской области инновационный проект по экспериментальной добыче 

и промышленному использованию угольного метана Кузбасса. Прогнозные ресурсы метана в бассейне оцени#
ваются в 13,1 трлн м

3

Реализацию проекта осуществляет дочернее общество ООО «Газпром добыча Кузнецк», в границах лицен#

зионного горного отвода которого ресурсы метана в угольных пластах составляют около 6 трлн м

3

В пределах лицензионного участка в 2009 г. открыто Талдинское месторождение.
Этапы реализации проекта:

I этап (2008–2010 гг.)

– поисково#оценочные работы и ГРР в пределах первоочередных площадей, включая

пробную добычу метана и его поставки потребителям;

II этап (2010–2015 гг.)

– опытно#промышленная эксплуатация первоочередных площадей, продолжение 

поисково#оценочных работ и ГРР на других площадях, наращивание объемов добычи;

III этап (с 2015 г.)

– выход на промышленную добычу на первоочередных площадях, при этом расчеты 

основных технико#экономических параметров проекта показывают возможность обеспечения потребностей
Кемеровской области в газе в объеме 4 млрд м

3

в год.

В 2009 г. в рамках проекта пробурено семь разведочных скважин и начата их пробная эксплуатация 

с утилизацией газа на АГНКС и заправкой автомобилей. Общий суточный дебит скважин составляет около 10 тыс. м

3

.

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

44

В 2009 г. введены в эксплуатацию:

УКПГ второго опытного участка ачимовских отложений Уренгойского месторождения производительностью
3,48 млрд м

3

в год; 

две КС по утилизации ПНГ общей мощностью 48 МВт; 
64 новые газовые эксплуатационные скважины; 
115 газовых эксплуатационных скважин из бездействия. 

Проходка в эксплуатационном бурении на газ составила 358,2 тыс. м.
По итогам года на территории России добыча газового конденсата составила 10,1 млн т (на 7,3 % ниже уровня

2008 г.), добыча нефти – 31,6 млн т (на 1,3 % ниже уровня 2008 г.). Добыча зависимых обществ в доле, приходя>
щейся на Группу Газпром, в 2009 г. составила 0,7 млн т газового конденсата и 19,1 млн т нефти (в т. ч. зависимые
общества Газпром нефти – 16,9 млн т нефти).

Капитальные вложения Группы Газпром в разведку и добычу нефти и газового конденсата составили по итогам

2009 г. 74,8 млрд руб., увеличившись на 3,0 % по сравнению с уровнем 2008 г.

В добыче нефти основными объектами для инвестиций в 2009 г. являлись Приразломное месторождение 

на шельфе Печорского моря, а также Приобское месторождение, разрабатываемое Газпром нефтью
На территории России введены в эксплуатацию 680 новых нефтяных эксплуатационных скважин и 290 – из числа
бездействовавших. Проходка в эксплуатационном бурении на нефть достигла 2 286,7 тыс. м.

ОСВОЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ ЗА РУБЕЖОМ

Геологоaразведочные работы

В соответствии со стратегией расширения деятельности за рубежом Группа в 2009 г. увеличила финансиро>

вание ГРР в зарубежных проектах более чем в полтора раза – до 16 млрд руб. (по сравнению с 9 млрд руб. в 2008 г.).
Расходы, относимые на капитальные вложения, возросли с 1,6 до 5,2 млрд руб.

Основной объем буровых работ выполнен на территории Узбекистана и шельфе Вьетнама, где открыты 

соответственно газовое месторождение Джел в Устюртском регионе и газоконденсатное месторождение Бао Ден. 

Группа продолжала проведение ГРР на континентальном шельфе Бенгальского залива в Индии; на шельфе

Вьетнама; в рамках проекта «Рафаэль Урданета» в Венесуэле; на шельфе Средиземного моря и на суше 
в Ливии; на участке «Эль>Ассель» в Алжире; в Киргизии и на площадях Саргазон и Сарикамыш в Таджикистане.

ГРР НА УГЛЕВОДОРОДЫ ГРУППЫ ГАЗПРОМ ЗА РУБЕЖОМ

Всего

В т. ч. на шельфе

2008 г.

2009 г.

2008 г.

2009 г.

Разведочное бурение, тыс. м

32,1

30,7

2,5

6,9

Законченные строительством 
поисково>разведочные скважины, ед.

4

10

3

в т. ч. продуктивные, ед.

2

1

Сейсморазведка 2 D, тыс. пог. км

6,2

12,5

2,5

11,1

Сейсморазведка 3 D, тыс. км

2

7,4

3,6

6,0

Примечание. Без учета объемов компании NIS.

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

45

В декабре 2009 г. ОАО «Газпром нефть» в качестве оператора международного консорциума (доля – 30 %) 

выиграло тендер на разработку в Ираке месторождения Бадра с запасами более 2 млрд барр. нефти. В течение
семи лет месторождение будет выведено на уровень добычи в 8,5 млн т нефти в год. Также Газпром нефть
в рамках стратегического сотрудничества с итальянским концерном ENI планирует стать участником разработки
ливийского нефтяного месторождения «Элефант» с запасами нефти около 210 млн т. В 2009 г. были согласо/
ваны условия по ГРР в рамках Соглашения о разделе продукции на шельфе Экваториальной Гвинеи. Подписа/
ние договора планируется в середине 2010 г. Первоначальные ГРР Газпром нефть будет вести самостоятельно, в
дальнейшем возможно привлечение партнеров, специализирующихся по добыче на шельфе. В Латинской Аме/
рике осуществляется подготовка к реализации проектов на территории Венесуэлы, где Газпром нефть будет ра/
ботать в составе российского Национального нефтяного консорциума (кроме Газпром нефти в него входят 
ОАО НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «ТНК/BP» и ОАО «Сургутнефтегаз»), а также на шельфе Кубы. Кроме
того, Газпром нефть продолжает изучать потенциальные проекты в Туркменистане, Казахстане и Центральной
Европе.

Добыча углеводородных ресурсов за рубежом

Группа, а также некоторые зависимые общества являются участниками ряда зарубежных проектов, в рамках 

которых осуществляется добыча углеводородного сырья.

Вошедшей в Группу в феврале 2009 г. дочерней компанией NIS (Сербия) добыто за период с момента консо/

лидации 0,7 млн т нефти и 0,22 млрд м

3

попутного газа. Зависимой компанией Gas Project Development Central Asia AG

(доля Группы – 50 %) совместно с дочерним обществом ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз» реализуется проект раз/
работки месторождения Шахпахты в Узбекистане, в рамках которого в 2009 г. добыто около 0,3 млрд м

3

газа.

ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТЫ ГРУППЫ ГАЗПРОМ В ОБЛАСТИ РАЗВЕДКИ 

И ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ЗА РУБЕЖОМ

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

46

На территории Ливии в рамках нефтяных концессий C96 и C97, принадлежащих зависимой компании

Wintershall AG (доля Газпрома – 49 %), в отчетном году обеспечена добыча в объеме 0,6 млрд м

3

газа и 4,4 млн т

жидких углеводородов.

СТРАТЕГИЯ В ОБЛАСТИ РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Разведка и добыча газа

В 2009 г. ОАО «Газпром» выполнило корректировку Программы развития минерально>сырьевой базы газо>

вой промышленности на период до 2030 г., которая предусматривает обеспечение общего прироста разведан>
ных запасов в Российской Федерации к 2030 г. за счет ГРР на 18,0 млрд т у. т.; на территории зарубежных стран –
на 3,64 млрд т у. т.

Стратегическими регионами добычи газа на долгосрочную перспективу выбраны полуостров Ямал, а также

акватории северных морей России.

Другими крупными районами газодобычи в 2010–2020 гг. станут Восточная Сибирь и Дальний Восток. Добыча

газа будет развиваться на базе освоения шельфовых месторождений острова Сахалин, месторождений в
Красноярском крае, Республике Саха (Якутия), а также в Иркутской области.

Необходимые уровни добычи газа в среднесрочной перспективе планируется обеспечить за счет освоения:

нижнемеловых залежей Заполярного месторождения в 2010 г. Это позволит довести общий объем добычи
газа на месторождении в 2013–2014 гг. до 130 млрд м

3

;

периферийных участков действующих месторождений Надым>Пур>Тазовского региона, включая  обеспечение
к 2011 г. проектного уровня добычи в 30 млрд м

3

в год на Харвутинской площади Ямбургского месторождения; 

Западно>Песцового месторождения проектной производительностью 2,0 млрд м

3

в год (ввод в эксплуатацию

в 2010 г.); 
Ныдинского участка Медвежьего месторождения с уровнем добычи 2,7 млрд м

3

(ввод в эксплуатацию 

в 2011–2012 гг.);
Бованенковского месторождения на полуострове Ямал. Проектный объем добычи газа по сеноман>аптским
залежам Бованенковского месторождения определен в объеме 115 млрд м

3

в год. В долгосрочной перспек>

тиве проектный объем добычи газа с учетом газоконденсатных залежей увеличится до  140 млрд м

в год. 

В связи с падением спроса на газ принято решение о переносе срока ввода в эксплуатацию первых пусковых
комплексов Бованенковского месторождения и системы магистральных газопроводов Бованенково – Ухта 
с III кв. 2011 г. на III кв. 2012 г.

ИННОВАЦИИ В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В целях повышения эффективности разработки месторождений, в т. ч. в новых регионах газодобычи,

разработаны:

специализированная информационная система «СИС>Ямал» как основа для принятия управленческих
решений по рациональному недро> и природопользованию при разработке месторождений на полу>
острове Ямал; 
новые технико>технологические решения для строительства высокопродуктивных скважин на место>
рождениях полуострова Ямал,  в т. ч. технология бурения многоствольных скважин по заданному 
направлению в сложных горно>геологических условиях;
технология и технические средства для добычи конденсата из низконапорных обводненных пластов 
и нефти из нефтяных оторочек ГКМ;
технические требования и технические решения для создания отечественного оборудования для обуст>
ройства месторождений континентального шельфа Российской Федерации;
технология утилизации кислых газов в подземных пластах на Астраханском месторождении;
способ космического мониторинга смещений земной поверхности и деформаций сооружений на тер>
ритории разрабатываемых месторождений.

47

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

В дальнейшем потенциал Штокмановского месторождения, газовых ресурсов Восточной Сибири, Дальнего 

Востока, акваторий Обской и Тазовской губ позволит сформировать новые крупные газодобывающие центры.
Выход Газпрома в новые регионы будет способствовать решению задач поддержания устойчивого газоснабжения
в России и диверсификации направлений экспортных поставок газа. При наличии платежеспособного спроса 
российских потребителей и благоприятных условий на внешних рынках к 2020 г. добыча природного газа с учетом
развития деятельности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России может составить до 650–670 млрд м

3

.

Планируется продолжить реализацию зарубежных проектов в области разведки и добычи газа в целях рас>

ширения ресурсной базы Группы за пределами территории России.

Разведка и добыча нефти

Основой развития нефтяного бизнеса Группы является  Газпром нефть. В 2009 г. разработана стратегия 

разведки и добычи до 2020 г., в которой определены основные цели и направления развития в этом сегменте 
бизнеса.  Стратегическая цель Газпром нефти – стать крупным международным игроком, обладающим регио>
нально диверсифицированным пакетом активов по всей цепочке создания стоимости, активно участвуя в развитии
регионов, обладая высокой социальной и экологической ответственностью.

Увеличение в 2009 г. доли Газпрома в ОАО «Газпром нефть» до 95,68 % позволило приступить к консолида>

ции деятельности по освоению нефтяных запасов Группы Газпром в рамках единой дочерней компании. 
В декабре 2009 г. принято решение о передаче ОАО «Газпром нефть» прав пользования недрами Новопортовс>
кого месторождения и Восточного участка Оренбургского месторождения.

Газпром нефть намерена увеличить объемы добычи до 100 млн т н. э. в год к 2020 г., с учетом показателей

дочерних обществ и доли в ассоциированных компаниях. Отношение запасов к добыче планируется поддержи>
вать на текущем уровне не менее 20 лет, при этом доля проектов в начальной стадии разработки к 2020 г. должна
обеспечивать не менее 50 % добычи.

Достижение этих показателей планируется за счет поэтапного ввода в эксплуатацию разведанных нефтяных

месторождений  Газпром нефти, а также месторождений ОАО «Славнефть» и ОАО «Томскнефть», в которых
Газпром нефть контролирует 50 % акционерного капитала. Также предполагается расширение портфеля активов
за счет приобретения участков нераспределенного фонда и покупки активов на российском рынке. 

Приоритетными направлениями развития компании являются: завоевание позиций лидера по добыче 

на севере Ямало>Ненецкого автономного округа и на шельфе Баренцева моря; повышение эффективности
работы на истощенной ресурсной базе; создание эффективного механизма поиска и осуществления новых 
приобретений. Планируется активно развивать зарубежные проекты с тем, чтобы к 2020 г. на них приходилось
около 10 % суммарной добычи углеводородного сырья.

ТРАНСПОРТИРОВКА, ХРАНЕНИЕ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ

ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА

ОАО «Газпром» владеет крупнейшей в мире ГТС в составе Единой системы газоснабжения (ЕСГ), способной 

бесперебойно транспортировать газ на дальние расстояния потребителям Российской Федерации и за рубеж.
Средняя дальность транспортировки газа составила в 2009 г. 2 504 км при поставках для внутреннего потреб>
ления и 3 292 км при поставках на экспорт. 

Также в конце 2008 г. Группой установлен контроль над ОАО «Дальтрансгаз», владеющим магистральным 

газопроводом Комсомольск – Хабаровск, протяженность которого по состоянию на 31 декабря 2009 г. составила
472,2 км. Основными зарубежными активами Группы в области транспортировки газа являются участок ГТС
«Ямал – Европа» на территории Республики Беларусь протяженностью 575 км, включающий также пять линей>
ных КС, и газотранспортная система на территории Республики Армения. 

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

48

ГТС является основным балансовым активом Группы: остаточная стоимость магистральных трубопроводов 

составляет 51,6 % от всей остаточной стоимости основных средств Газпрома

В 2009 г. в связи с падением спроса на основных рынках Газпрома и соответствующим снижением добычи, 

объем природного газа, транспортированного по ГТС ЕСГ, значительно снизился и составил 589,7 млрд м

3

Объем транспортировки газа обществ, не входящих в Группу Газпром, сократился почти в два раза и составил
60,0 млрд м

3

. Услуги по транспортировке оказаны 29 компаниям.

В 2009 г. тарифы на услуги по транспортировке газа, оказываемые независимым организациям, повышались

ежеквартально: с 1 января – на 4,8 %, с 1 апреля – на 6,8 %, с 1 июля – на 6,8 % и с 1 октября – на 5,9 %, что в сред>
нем по году составило 15,7 %. Среднегодовой уровень тарифа в 2009 г. составил 41,88 руб. за 1 000 м

3  

на 100 км.

С 1 января 2010 г. указанные тарифы были повышены в среднем на 12,3 % при среднегодовом росте 

их уровня по отношению к 2009 г. на 22,9 %. Средний уровень тарифа в 2010 г. составит 51,45 руб. за 1 000 м

3

на 100 км.

10 лет и менее – 9,8 %

от 11 до 20 лет – 18,3 %

от 21 года до 33 лет – 44,5 %

более 33 лет – 27,4 %

СТРУКТУРА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ЕСГ 

НА ТЕРРИТОРИИ РОССИИ ПО СРОКУ СЛУЖБЫ

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЕСГ НА ТЕРРИТОРИИ РОССИИ

31.12.2008 г.

31.12.2009 г.

Протяженность магистральных газопроводов, тыс. км

159,5

160,4

в т. ч. газопроводы>отводы, тыс. км

45,7

46,0

Количество линейных КС, ед.

214

215

Количество ГПА, ед.

3 669

3 675

Установленная мощность ГПА, тыс. МВт

41,6

42,0

49

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

РЕКОНСТРУКЦИЯ, РЕМОНТ И ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

Многие участки газопроводов расположены в регионах с суровым климатом, где строительство, техническое

обслуживание и капитальный ремонт сопряжены с технической сложностью и высокими затратами. Для под>
держания ГТС в исправном техническом состоянии и снижения возможных рисков эксплуатации особую акту>
альность для Газпрома приобретают прогрессивные методы диагностики ГТС и планово>предупредительные 
работы, которые позволяют осуществлять ремонт наиболее изношенных участков и оборудования.

На реконструкцию и техническое перевооружение ГТС Газпромом направлено около 36,5 млрд руб. 

ПОСТУПЛЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА, ТРАНСПОРТИРОВАННОГО ПО ГТС ЕСГ ГАЗПРОМА 

НА ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, МЛРД М

3

2008 г.

2009 г.

Поступление в ГТС, всего

714,3

589,7

Поступление в систему

669,2

552,4

в т. ч. центральноазиатский газ

61,4

35,7

Отбор газа из ПХГ России

36,1

30,0

Сокращение запаса газа в ГТС

9,0

7,3

Распределение из ГТС, всего

714,3

589,7

Поставка внутри России

352,8

335,6

в т. ч. центральноазиатский газ

0,1

0,1

Поставка за пределы России

251,1

195,6

в т. ч. центральноазиатский газ

61,3

35,6

Закачка газа в ПХГ России

51,6

15,7

Собственные технологические нужды ГТС и ПХГ

49,6

36,3

Увеличение запаса газа в ГТС

9,2

6,5

РЕКОНСТРУКЦИЯ И РЕМОНТ ГТС ГАЗПРОМА

2008 г.

2009 г.

Диагностическое обследование газопроводов

методами внутритрубной дефектоскопии, тыс. км

19,8

17,7

методами электрометрических 
и инспекционно>технических обследований, тыс. км

25,6

17,0

Капитальный ремонт 

газопроводов, км

2 756

2 384

в т. ч. ремонт изоляционных покрытий 
магистральных газопроводов, км

2 183

1 981

ГРС, ед.

274

282

Реконструкция

газопроводов, км

102,1

551,0

ГРС, ед.

7

6

Замена и модернизация ГПА, ед.

22

18

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

50

В результате ремонта газопроводов и улучшения их технологического состояния число технических отказов 

по сравнению с 2002 г. (32 отказа) существенно уменьшилось и стабилизировалось за последние три года на уров>
не 17–20 отказов ежегодно (0,11–0,13 отказов на 1 000 км). В 2009 г. зафиксировано 14 технических отказов ГТС. 

ИНВЕСТИЦИИ В ГАЗОТРАНСПОРТНУЮ СИСТЕМУ 

Капитальные вложения Группы Газпром в транспортировку газа составили в 2009 г. 231,7 млрд руб., что на

1,8 % превышает уровень 2008 г.

В 2009 г. основной объем капитальных вложений в транспортировку газа был направлен на реализацию про>

ектов строительства системы магистральных газопроводов Бованенково – Ухта (в 2009 г. построено 426 км 
линейной части, включая первую нитку перехода через Байдарацкую губу), газопроводов Грязовец – Выборг
(введено в эксплуатацию 604 км линейной части) и Починки – Грязовец (введено в эксплуатацию 299 км 
и КС Новоарзамасская), а также ГТС Сахалин – Хабаровск – Владивосток, газопровода от Соболевского района
до Петропавловска>Камчатского.

В рамках реализации газотранспортных проектов в 2009 г. введены в эксплуатацию:

865 км магистральных газопроводов и отводов;
2 линейные КС общей мощностью 252 МВт.

ХОД РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДА ГРЯЗОВЕЦ – ВЫБОРГ 

51

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА 

В 2009 г. Газпром эксплуатировал в России 25 объектов подземного хранения газа. Суммарная активная 

емкость подземных хранилищ газа (ПХГ) на 31 декабря 2009 г. составила 65,2 млрд м

3

. Запасы товарного газа 

к сезону отбора 2008 / 2009 гг. составили 64 млрд м

3

, максимальная потенциальная суточная производительность –

620 млн м

3

.

В 2009 г. в ПХГ России было закачано 15,7 млрд м

3

и отобрано 30,0 млрд м

3

газа. Впервые из>за временного

прекращения транзита российского газа через ГТС Украины в январе 2009 г. были переключены на режим зим>
ней закачки газа Увязовское, Касимовское, Пунгинское и Карашурское ПХГ. Газпром в связи со снижением спроса
на газ вынужден был временно приостановить наращивание объема товарного газа и суточной производитель>
ности на ПХГ. Незначительный объем отбора и закачки газа позволил сократить расходы газа на собственные
технологические нужды и электроэнергию, а в продолжительный нейтральный период с меньшей напряжен>
ностью выполнить работы по ремонту и обслуживанию объектов ПХГ.

С целью обеспечения надежности газоснабжения потребителей в зимний период и пикового спроса на газ 

в настоящее время реализуются проекты создания ПХГ в соляных отложениях: Волгоградское с объемом активного
газа 830 млн м

3

и Калининградское – 261 млн м

3

. Начало закачки газа в Калининградское ПХГ планируется в 

2011 г., в Волгоградское ПХГ – в 2012–2013 гг.

Для обеспечения стабильных поставок газа в рамках обязательств по контрактам Газпром использует мощ>

ности ПХГ, расположенные на территории европейских государств: Австрии (Хайдах), Великобритании (Хамбли
Гроув), Германии (Реден), Латвии (Инчукалнское), Франции (мощности ПХГ компании Vitol). В 2009 г. в ПХГ 
зарубежных стран было закачано 2,5 млрд м

3

, суммарный отбор газа составил более 3 млрд м

3

В 2009 г. продолжалось развитие сотрудничества по созданию мощностей ПХГ на территории зарубежных

стран и были подписаны соглашения: 

между ООО «Газпром экспорт», Verbundnetz Gas AG и входящей в Группу Gazprom Germania GmbH по реали>
зации проекта строительства и эксплуатации ПХГ «Катерина» в Германии с активным объемом до 600 млн м

3

между ООО «Газпром экспорт» и консорциумом инвесторов (TAQA Onshore B.V, Petro>Canada Netherlands B.V.,
Dyas B.V. и Energie Beheer Nederland B.V.) о хранении газа в Нидерландах. Газпром получит 1,9 млрд м

3

активной

мощности ПХГ;
между ООО «Газпром экспорт» и MOL Plc о создании СП для реализации проекта ПХГ Пустафёльдвар 
с активной мощностью до 1,3 млрд м

3

.

В октябре 2009 г. с компанией Srbijagas подписано Соглашение о создании совместного предприятия ПХГ 

Банатский Двор, которое будет осуществлять строительство и эксплуатацию ПХГ Банатский Двор активной мощ>
ностью 450 млн м

3

. Началось строительство второй очереди ПХГ Хайдах (Австрия). Объем хранимого Газпромом

газа в ПХГ достигнет 1,72 млрд м

3

Проводилась работа с партнерами по изучению вопросов создания новых ПХГ на территории Румынии, Ита>

лии, Чехии, Словакии, Турции, Великобритании.

Капитальные вложения Группы Газпром в подземное хранение газа в 2009 г. составили 9,5 млрд руб. (в 2008 г. –

8,2 млрд руб.).

ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ГАЗИФИКАЦИЯ

В Российской Федерации Газпром занимает лидирующее место в распределении газа. Доля газового хозяй>

ства дочерних и зависимых газораспределительных организаций (ГРО) Группы Газпром в газовом хозяйстве
Российской Федерации превышает 80 %. В собственности и обслуживании дочерних ГРО Группы Газпром нахо>
дится более 462 тыс. км распределительных газопроводов, обеспечивающих транспортировку 168,2 млрд м

3

природного газа, в собственности и обслуживании зависимых ГРО – 149,1 тыс. км, по которым осуществляется
транспортировка 49,2 млрд м

3

газа.

С целью обеспечения надежности газораспределительных систем и безопасности газоснабжения в 2009 г.

организован корпоративный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности при строи>
тельстве, реконструкции и эксплуатации газораспределительных систем.

ОАО «Газпром» финансирует программы реконструкции и технического перевооружения газового хозяй>

ства. В 2009 г. объем финансирования составил 2,5 млрд руб. Основной объем выделенных средств направлен
на реконструкцию объектов Московского кольцевого газопровода, целью которой являлось увеличение техни>

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

52

ческой возможности подачи газа потребителям г. Москвы и Московской области.

Группа совместно с властями субъектов Российской Федерации осуществляет газификацию регионов.

Газпром инвестирует в строительство межпоселковых газопроводов, а региональные власти обеспечивают
прокладку уличных сетей и подготовку потребителей к приему газа. 

Правовой основой сотрудничества ОАО «Газпром» с органами власти субъектов Российской Федерации 

в области газификации являются соглашения о сотрудничестве, которые в 2009 г. действовали с 81 субъектом
Российской Федерации (в т. ч. 55 имели статус бессрочных), а также договоры о газификации (по состоянию 
на 31 декабря 2009 г. – с 55 регионами).

В 2009 г. Газпром направил на строительство объектов газификации в 69 регионах Российской Федерации 

19,3 млрд руб. Завершено строительство 189 межпоселковых газопроводов и семи пусковых комплексов общей про>
тяженностью 3,2 тыс. км, которые позволят обеспечить газоснабжение 447 населенных пунктов в 47 регионах России.

В 2009 г. утверждена новая редакция Концепции участия ОАО «Газпром» в газификации регионов Российской

Федерации, которая регламентирует порядок взаимодействия Газпрома с администрациями регионов в этой
сфере, устанавливает дифференцированный подход к газификации с учетом наличия в регионах запасов 
природного газа и развития имеющихся месторождений, использования альтернативных сетевому газу энерго>
носителей (СПГ и КПГ, сжиженный углеводородный газ). Реализация положений документа будет способство>
вать повышению  эффективности использования инвестиций в газификацию регионов. 

В 2010 г. на проекты газификации Газпром планирует направить 25 млрд руб.

ИННОВАЦИИ В ОБЛАСТИ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА 

И СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ МОЩНОСТЕЙ 

В целях обеспечения надежности и безопасности транспорта газа, повышения эффективности работы

газоперекачивающего оборудования Группа разработала и применяет:

предназначенные для замены и оптимизации работы сменные проточные части компрессоров магист>
ральных газопроводов;
внутритрубные снаряды>дефектоскопы нового поколения с возможностью регулирования скорости
снаряда в потоке газа, повышенной точностью и достоверностью выявления дефектов газопроводов;
технологии ремонта сварных соединений промысловых и магистральных газопроводов с применени>
ем механизированного и автоматизированного оборудования для индукционной пайки и контактной
сварки;
технологию балластировки магистральных газопроводов на обводненных и заболоченных участках 
с использованием обетонированных труб взамен навесных пригрузов, позволяющую снизить риски 
изменения положения трубопровода.

Для обеспечения строительства системы магистрального транспорта газа Бованенково – Ухта разра>

ботаны и внедрены:

трубы повышенного класса прочности диаметром 1 420 мм, рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа;

технология заполнения природным газом магистрального газопровода, позволяющая минимизиро>
вать потери газа и технологические риски;
технологии сварки и автоматизированного ультразвукового контроля стыковых соединений труб, 
позволяющие повысить производительность сварочно>монтажных работ и качество сварных соединений.

53

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

РАЗВИТИЕ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

В целях обеспечения надежности поставок газа на внутренний рынок и выполнения контрактных экспортных

обязательств Газпром осуществляет реализацию проектов по строительству газотранспортных мощностей. 

Приоритетными проектами, осуществляемыми в настоящее время в России, являются:

система магистральных газопроводов Северные районы Тюменской области (СРТО) – Торжок, производи>
тельностью 20,5–28,5 млрд м

3

в год на разных участках. На конец 2009 г. построена линейная часть и 77 %

компрессорных мощностей. Завершение строительства газопровода планируется одновременно с началом 
добычи газа на полуострове Ямал в 2012 г.;
газопроводы Бованенково – Ухта и Ухта – Торжок для транспортировки газа с месторождений полуострова
Ямал, проектной производительностью соответственно 140 млрд м

3

и 81,5 млрд м

3

в год. В 2012 г. планиру>

ется ввод в эксплуатацию первой очереди, состоящей из линейной части газопровода на участке Бованенково –
Ухта протяженностью около 1 180 км, включая двухниточный переход через Байдарацкую губу, и КС Байда>
рацкая мощностью 96 МВт;
газопровод Грязовец – Выборг производительностью 55 млрд м

3

в год, предназначенный для поставок газа 

в газопровод «Северный поток» и газоснабжения потребителей Северо>Западного региона России. Ввод 
газопровода в эксплуатацию будет осуществляться поэтапно с 2011 г. до конца 2012 г.;
газопровод Починки – Грязовец производительностью до 36 млрд м

3

в год, предназначенный для увеличения

поставок и маневрирования потоками газа после ввода месторождений полуострова Ямал. Ввод газопро>
вода в эксплуатацию намечен на 2012 г.

Приоритетными зарубежными проектами являются:
газопровод «Северный поток» из России в Германию по дну Балтийского моря, протяженностью около 1 223 км
и производительностью до 55 млрд м

3

в год. В 2009 г. в рамках проекта были получены необходимые разре>

шения на строительство. Ввод в эксплуатацию первой нитки газопровода запланирован на 2011 г. В настоя>
щий момент доли акционеров Nord Stream распределены следующим образом: ОАО «Газпром» – 51 %,
Wintershall Holding – 20 %, E.ON Rurhgas – 20 % и Gasunie Infrastruktur AG – 9 %. В завершающей стадии про>
работки находится сделка по вхождению в состав акционеров французской компании GDF SUEZ. 
В случае реализации сделки французская сторона получит 9 % акций Nord Stream за счет соответствующего
уменьшения долей Wintershall Holding и E.ON Rurhgas на 4,5 %;
газопровод «Южный поток» из России в страны Южной Европы по дну Черного моря. Общая протяженность
морского участка составит около 900 км, производительность – до 63 млрд м

3

газа в год. Ведутся переговоры

по согласованию с зарубежными партнерами возможных объемов и маршрутов поставок в рамках проекта.

Среди долгосрочных задач ОАО «Газпром» – развитие газовой инфраструктуры в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке в рамках утвержденной Восточной программы. В настоящее время осуществляется газифика>
ция Иркутской области и строятся:

ГТС Сахалин – Хабаровск – Владивосток. Строительство первого пускового комплекса производительностью
6 млрд м

3

в год предполагается завершить в 2011 г.;

газопровод от Соболевского района до Петропавловска>Камчатского с целью развития газоснабжения 
Камчатского края. Первый этап строительства газопровода производительностью 750 млн м

3

планируется 

завершить в IV кв. 2010 г.

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

54

ПЕРЕРАБОТКА

Переработка углеводородного сырья в 2009 г. осуществлялась на мощностях газоперерабатывающих 

и газодобывающих дочерних обществ ОАО «Газпром» и компаний Газпром нефти.

МОЩНОСТИ ГРУППЫ ГАЗПРОМ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ 

31.12.2008 г.

31.12.2009 г.

Изменение

Природный газ, млрд м

3

52,5

52,5

Нефть и газовый конденсат, млн т

60,2

75,4

25,2 %

в т. ч. Газпром нефть

31,4

46,6

48,4 %

в т. ч. за рубежом

7,3

ГАЗОТРАНСПОРТНЫЕ ПРОЕКТЫ НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ

55

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

Газоперерабатывающие и газодобывающие дочерние общества ОАО «Газпром» эксплуатируют шесть газо> 

и конденсатоперерабатывающих заводов, на которых осуществляется очистка природного газа и газового кон>
денсата от вредных и коррозионно>активных примесей, глубокая осушка газа и подготовка его к транспортиров>
ке, а также стабилизация и переработка газового конденсата и нефти. 

30 января 2009 г. после реорганизации под контроль дочернего общества ОАО «Востокгазпром» полностью

перешло ООО «Сибметахим», владеющее активами по производству метанола производительностью около 
750 тыс. т в год. 

Основным перерабатывающим предприятием Группы Газпром нефть является Омский НПЗ – один из самых

современных нефтеперерабатывающих заводов в России и один из крупнейших в мире. Установленная мощ>
ность Омского НПЗ составляет 19,5 млн т сырой нефти в год. По объемам переработки нефти – 18,4 млн т 
(8,1 % объема всей российской нефтепереработки) – Омский НПЗ занял в 2009 г. второе место среди нефтепе>
рерабатывающих предприятий России. В соответствии с долей участия в уставном капитале ОАО «НГК «Славнефть»
Газпром нефть имеет доступ к перерабатывающим мощностям ОАО «Славнефть>Ярославнефтеоргсинтез» 
(установленная мощность 15,2 млн т в год), которые относятся к заводам топливно>масляного профиля 
с глубокой схемой переработки нефти. 

В результате совершенных Группой Газпром нефть сделок по приобретению активов в 2009 г. установлен

контроль над нефтеперерабатывающими активами NIS (НПЗ в городах Панчево и Нови>Сад суммарной мощ>
ностью 7,3 млн т нефти в год), а также Московским НПЗ (установленная мощность – 12,2 млн т в год).

ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ И ПРОИЗВОДСТВО ПРОДУКЦИИ

Основным фактором, оказавшим влияние на снижение Газпромом объемов переработки природного 

и попутного газа, а также объемов производства сухого газа, сжиженных углеводородных газов и ШФЛУ, явля>
ется деконсолидация показателей Группы Сибур Холдинг начиная со II полугодия 2008 г. Кроме того, в связи 
с  кризисом на мировом и внутреннем рынках в 2009 г. по сравнению с 2008 г. наблюдалось сокращение объемов
добычи и переработки газа и нестабильного газового конденсата и, как следствие, снижение объемов производ>
ства сухого газа и стабильного конденсата газоперерабатывающими и газодобывающими обществами Группы.

Загрузка мощностей по переработке газа составила в 2009 г. 78,5 %, по стабилизации конденсата и нефти –

48,3 %, по первичной переработке конденсата – 68,2 %.

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

56

Увеличение в 2009 г. объемов нефтепереработки связано в основном  с приобретением новых активов –

сербской NIS и компании Sibir Energy, которая является одним из акционеров ОАО «Московский НПЗ». В структуре
производства нефтепродуктов увеличилась до 21 % доля высокооктановых автомобильных бензинов.

Дизельное топливо – 33 %

Автомобильные бензины – 24 %

в т. ч. высокооктановые – 21 %

Мазут – 18 %

Авиационное топливо – 6 %

Масла – 1 %

Прочие нефтепродукты – 18 %

СТРУКТУРА ПРОИЗВОДСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ГРУППОЙ ГАЗПРОМ В 2009 Г.

ПЕРЕРАБОТКА СЫРЬЯ И ПРОИЗВОДСТВО ОСНОВНЫХ ВИДОВ ПРОДУКЦИИ ГАЗО- 

И НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ ОБЩЕСТВАМИ ГРУППЫ ГАЗПРОМ

2008 г.

2009 г.

Изменение

всего в т. ч. за рубежом       

Сырье на переработку
Природный и попутный газ, млрд м

3

38,4

30,4

–20,8 %

в т. ч. Сибур Холдинг

5,1

Нефть и нестабильный газовый конденсат, млн т

40,1

44,3

2,4

10,5 %

в т. ч. Газпром нефть

28,4

33,4

2,4

17,6 %

Продукция переработки
Сухой газ, млрд м

3

30,9

24,2

–21,7 %

в т. ч. Сибур Холдинг

4,4

Сжиженные углеводородные газы, тыс. т

4 104,1

2 876,7

95,8

–29,9 %

в т. ч. Сибур Холдинг

1 503,1

в т. ч. Газпром нефть

563,8

851,5

95,8

51,0 %

ШФЛУ, тыс. т

1 488,5

454,0

–69,5 %

в т. ч. Сибур Холдинг

933,9

Стабильный газовый конденсат 
и нефть, тыс. т

3 413,8

3 408,2

–0,2 %

Нефтепродукты, тыс. т

31 058,6

35 303,9

2 058,5

13,7 %

в т. ч. Газпром нефть

26 214,2

30 670,3

2 058,5

17,0 %

Гелий, тыс. м

3

5 037,9

4 892,6

–2,9 %

Сера, тыс. т

5 385,9

4 405,4

–18,2 %

в т. ч. Газпром нефть

66,1

83,3

26,0 %

Примечания: 

1. Данные в таблице приведены без учета давальческого сырья.

2. В связи с деконсолидацией начиная со II полугодия 2008 г. показатели деятельности Группы Сибур Холдинг не учитываются 

в составе показателей Группы Газпром

57

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПРОЕКТЫ

Капитальные вложения Группы Газпром в переработку составили в 2009 г. 44,2 млрд руб. 
На Астраханском ГПЗ в 2009 г. введена в эксплуатацию установка грануляции серы с комплексом ее хране>

ния и отгрузки в автомобильный и железнодорожный транспорт, что позволит увеличить мощности по выработ>
ке гранулированной серы на 2 млн т в год. В 2010 г. на Астраханском ГПЗ планируется завершить строительство
объектов, необходимых для качественной подготовки сырья каталитических процессов. В целях повышения 
качества производства автомобильных бензинов в 2010 г. на Астраханском ГПЗ планируется начать строитель>
ство установки изомеризации бензиновой фракции и приступить к выполнению соответствующих проектно>
изыскательских работ на Сургутском заводе по стабилизации конденсата. Для соответствия продукции требовани>
ям европейских стандартов на Оренбургском гелиевом заводе предусматривается модернизация установки
фракционирования ШФЛУ.

В 2009 г. в области нефтепереработки на территории России приоритетом являлась программа повышения

качества моторных топлив, глубины переработки нефти, а также операционных улучшений, в рамках которой 
на заводах Газпром нефти были запущены программы модернизации.

Реализация программы повышения качества отвечает обязательным требованиям технического регулирова>

ния, запрещающего оборот моторных топлив на территории России ниже стандарта Евро>5 после 2015 г. 
Программа повышения глубины переработки позволит значительно увеличить стоимость корзины нефтепродук>
тов, получаемой из тонны нефти, за счет повышения технологического уровня НПЗ Группы до европейского
уровня. Программы операционных улучшений позволят достичь уровня ведущих европейских НПЗ по ключевым 
показателям эффективности (уровню эксплуатационной готовности, безвозвратных потерь и т. д.) и повысят
конкурентоспособность на внутреннем рынке.

В 2009 г. на Омском НПЗ после реконструкции введены установка гидроочистки дизельных топлив с воз>

можностью выпуска топлив с пониженным массовым содержанием серы, а также установка, обеспечивающая
подготовку качественного сырья (более четкое фракционирование по температурам кипения) для строящейся
установки изомеризации.

Планируется строительство современного комплекса по смешению смазочных материалов на базе Омского

НПЗ, что позволит обеспечить переориентацию ассортимента масел в сторону премиальных продуктов для 
легкового и коммерческого транспорта. Также намечено строительство завода дорожных битумов производи>
тельностью свыше 100 тыс. т в Южном федеральном округе.

В 2009 г. на ОАО «Славнефть>Ярославнефтеоргсинтез» в рамках программы модернизации была введена 

в эксплуатацию установка по производству водорода, которая должна покрыть недостаток водорода 
в балансе завода и увеличить конверсию светлых нефтепродуктов на действующей установке гидрокрекинга;
также была произведена реконструкция установки по  гидроочистке дизельных топлив с возможностью выпус>
ка топлив с пониженным массовым содержанием серы. В дальнейших планах модернизации завода строительство
и ввод в эксплуатацию установок изомеризации легких бензиновых фракций, гидроочистки дизельных топлив
и гидрооблагораживания бензина каталитического крекинга.

Планы модернизации Московского НПЗ включают строительство установки изомеризации легких 

бензиновых фракций, установки гидрооблагораживания бензина каталитического крекинга, а также реконструкцию
установки гидроочистки дизельных топлив.

Группа также осуществляет инвестиции в развитие своих зарубежных нефтеперерабатывающих мощностей –

на заводах компании NIS завершается стадия планирования и проектирования строительства комплекса установок,
позволяющих увеличить выход светлых нефтепродуктов на 4 % (с 67 до 71 %) и  производить топливо по стан>
дарту Евро>5.

ОАО «ГАЗПРОМ» 

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

2009

58

РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА 

С целью повышения эффективности использования газа, минимизации рисков, связанных с загрязнением 

окружающей среды и налогообложением, увеличения выручки от продажи дополнительных объемов попутного
газа и продуктов его переработки с 2008 г. Группа ведет работу над решением проблемы использования  ПНГ.

Разработка вариантов рационального использования ПНГ на месторождениях Группы Газпром осуществляется

по следующим основным направлениям: 

увеличение доли ПНГ нефтегазоконденсатных месторождений, направляемого на совместную переработку 
с природным газом, путем создания дополнительных компрессорных мощностей;
создание энергетических установок по выработке электроэнергии как на собственные нужды, так и для 
реализации в систему единого энергоснабжения;
создание новых ГПЗ и обеспечение последующего транспорта продукции переработки на действующие и пла>
нируемые к созданию нефтехимические мощности для целей глубокой переработки и производства продук>
ции с высокой добавленной стоимостью;

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПНГ ГРУППОЙ ГАЗПРОМ В РОССИИ

2008 г.

2009 г.

Ресурс ПНГ, млрд м

3

6,5

6,3

в т. ч. Газпром нефть

4,6

4,3

Использование ПНГ 

57,8 %

59 %

в т. ч. Газпром нефть

46,8 %

48,1 %

ИННОВАЦИИ В ОБЛАСТИ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

В газопереработке реализуются проекты создания:

опытно>промышленной установки получения синтетического жидкого топлива из природного газа
мощностью 100 тыс. т в год;
малотоннажной установки производства высокооктанового бензина из синтез>газа для применения 
на малодебитных и низконапорных скважинах.

Для повышения эффективности работы нефтеперерабатывающих производств совершенствуются

технологии получения моторных топлив, для чего применяются процессы: 

гидроочистки керосиновой фракции с использованием отечественного катализатора нового поколения –
КГШ>08;
каталитической очистки дизельной фракции от парафинов и соединений азота.

В целях рационального освоения гелийсодержащих месторождений и получения гелия в ОАО «Газпром»

проводится комплекс работ, направленных на разработку: 

технологических и конструктивных решений по транспортировке и хранению гелия;
оптимальной технологической схемы комплексной переработки гелиеносного газа Чаяндинской группы
месторождений, расположенных в Республике Саха (Якутия), для проектирования газоперерабатываю>
щего завода в этом регионе.

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..     50      51      52      53     ..