Контрольная работа по дисциплине: Экономика нефтяной и газовой промышленности

Вспомогательные виды деятельности

 

В состав Группы «Газпром»  входят подразделения, выполняющие  вспомогательные функции по отношению  к основному бизнесу. Такая деятельность включает в себя ремонт, реконструкцию  и технический контроль Единой системы  газоснабжения; обеспечение технологической  связи; проведение НИОКР.

1.3 Характеристика наиболее крупных разрабатываемых и перспективных месторождений.

  Ямал

В январе 2002 года Правление  ОАО «Газпром» определило полуостров Ямал регионом стратегических интересов  компании. Промышленное освоение месторождений  Ямала позволит довести добычу газа на полуострове и прилегающем  шельфе к 2030 году до 360 млрд куб. м в год. Выход на Ямал имеет принципиальное значение для обеспечения роста добычи газа.

На Ямале формируется  новый крупный газодобывающий регион, который придет на смену традиционным месторождениям Надым-Пур-Тазовского региона. В ближайшие десятилетия во многом именно за счет ямальского газа будет удовлетворяться рост потребления в России и за рубежом. [7]

На полуострове Ямал и  в прилегающих акваториях открыто 32 месторождения, суммарные запасы (А + В + С1 + С2) и ресурсы (С3) которых  составляют 26,5 трлн куб. м газа, нефти и конденсата  —

около 1,64 млрд т. Наиболее значительным по запасам газа (А + В + С1 + С2) месторождением Ямала является Бованенковское — 4,9 трлн куб. м.

Бованенковское месторождение

Первоочередным объектом освоения на Ямале являются сеноман-аптские залежи Бованенковского месторождения.

В октябре 2006 года «Газпром»  принял решение приступить к инвестиционной стадии проекта.

23 октября 2012 года введен  в эксплуатацию первый пусковой  комплекс Бованенковского месторождения, в состав которого входят установка комплексной подготовки (УКПГ) мощностью 30 млрд куб. м газа в год и 60 скважин .

Добыча на месторождении  будет поэтапно наращиваться по мере подключения новых скважин, ввода  УКПГ и дожимных компрессорных станций  (ДКС). В 2017 году его планируется вывести 

на проектную мощность — 115 млрд куб. м газа в год, что соответствует примерно шестой части (17%) от уровня добычи газа в России в 2011 году. В перспективе проектная мощность месторождения может быть увеличена до 140 млрд куб. м газа в год.

В общей сложности на Бованенково будет работать три газовых промысла, в составе которых 4 УКПГ, 12 ДКС и 775 скважин. Эксплуатация месторождения будет обеспечиваться более чем 200 производственными, инфраструктурными и вспомогательными объектами, а штатная численность персонала превысит 1800 человек (с учетом сервисных компаний — около 3000 человек) [7].

1.4 Характеристика сегмента деятельности- нефтегазодобыча.

В 2010 году «Газпром» добыл:

 — 508,6 млрд куб. м газа;

 — 11,3 млн т газового конденсата;

 — 32 млн т нефти.

 В 2011 году Группой  «Газпром» добыто 513,2 млрд куб. м природного и попутного газа, что на 0,9% больше, чем в 2010 году. На долю «Газпрома» пришлось 77% российского объема добычи газа.

В своей стратегии ОАО  «Газпром» придерживается принципа добычи такого объема газа, который обеспечен спросом. При наличии платежеспособного спроса российских потребителей и благоприятных условий на внешних рынках к 2020 г. добыча «Газпрома» может составить до 660 млрд куб. м.

Стратегическими регионами  добычи газа на долгосрочную перспективу  являются полуостров Ямал, Восточная  Сибирь и Дальний Восток, континентальный  шельф России.

В основе стратегии «Газпрома» в освоении перспективных месторождений  лежит экономическая эффективность, определяемая синхронным развитием  мощностей по добыче газа и возможностей его транспортировки, комплексной  переработки и хранения. [7]

 

                    Динамика газодобычи 2004-2011 гг.

В период 2001–2011 годов «Газпром»  ввел в эксплуатацию Заполярное (сеноманские и валанжинские залежи), Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Ен-Яхинское и Южно-Русское месторождения, Таб-Яхинскую Песцовую, Западно-Песцовую площади и второй участок ачимовских залежей Уренгойского месторождения, Анерьяхинскую и Харвутинскую площади Ямбургского месторождения, Ныдинский участок Медвежьего месторождения, Ярейскую площадь Ямсовейского месторождения. Суммарная годовая проектная производительность этих объектов превышает 230 млрд куб. м газа. [6]

В апреле 2011 года «Газпром»  начал добычу газа и конденсата из валанжинских залежей Заполярного месторождения (проектная мощность — около 15 млрд куб. м газа и 3 млн тонн конденсата в год). Валанжинские залежи углеводородного сырья находятся на глубине 1700–3200 м. В декабре началась добыча на Ныдинском участке Медвежьего месторождения.

Развитие нефтяного бизнеса  является одной из стратегических задач  «Газпрома». Основу нефтедобычи в  Группе «Газпром» составляет ОАО  «Газпром нефть» .

К 2020 году «Газпром нефть» намерена увеличить объемы добычи нефти до 100 млн тонн нефтяного эквивалента в год с учетом показателей дочерних обществ и доли в ассоциированных компаниях.

План выхода на уровень  добычи 2020 года предусматривает поэтапное  вовлечение в эксплуатацию всех разведанных  месторождений ОАО «Газпром нефть», расширение ресурсной базы за счет ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений, находящихся на балансе других компаний Группы. Также предполагается расширение портфеля активов за счет приобретения участков нераспределенного фонда и покупки активов. [6]

Основу  нефтедобычи в Группе «Газпром» сос- тавляет ОАО «Газпром нефть». Ее приобретение в октябре 2005 года вывело Группу на пятое место по нефтедобыче в России.

План выхода на уровень  добычи 2020 года предусматривает поэтапное вовлечение в эксплуатацию всех разведанных месторождений ОАО «Газпром нефть» (с учетом принадлежащих компании 50% акций ОАО «НГК «Славнефть» и ОАО «Томск- нефть»), расширение ресурсной базы за счет ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений, находящихся на балансе других компаний Группы. Также предполагается расширение портфеля активов за счет приобретения участков нераспределенного фонда и покупки активов.

По состоянию на 31 декабря 2011 года запасы нефти и конденсата Группы «Газпром» по категориям А+В+С1 (российские стандарты) оценивались в 3,2 млрд т, что позволяет в перспективе выйти на объемы добычи, сопоставимые с показателями ведущих нефтяных компаний. [6]

1.5 Характеристика сегмента деятельности- геологоразведка

 «Газпром» располагает  самыми богатыми в мире запасами  природного газа. Его доля в  мировых доказанных запасах газа составляет 18%, в российских — 72%.

Запасы газа Группы «Газпром»  по категориям А+В+С1 на 31 декабря 2011 года составили 35 трлн куб. м. [7]

Каждый год «Газпром»  проводит аудит новых месторождений  и корректировку объемов и  стоимости запасов месторождений, прошедших аудит ранее. При этом учитывается динамика запасов (накопленная добыча и прирост), а также изменение производственных затрат, налогов и цен на газ.

 

Всего по международным стандартам PRMS по состоянию на 31 декабря 2011 года независимый аудит прошли 90% запасов  природного газа, 83% конденсата и 89% нефти  «Газпрома» категорий A+B+С1.

По результатам аудита запасов, проведенного компанией «ДеГольер энд МакНотон», доказанные и вероятные запасы углеводородов Группы оценены в 29,2 млрд.тонн условного топлива, стоимость запасов составила 299,2 млрд.долл.

Основной результат состоит  в том, что на протяжении последних  семи лет объем восполнения запасов  газа в «Газпроме» превышает уровень  добычи. По итогам 2011 года за счет проведения геологоразведочных работ (ГРР) Компания прирастила 719,8 млрд.куб. м газа, что на 40,3% больше объема его добычи. [6]

Стратегической задачей  «Газпрома» в отношении ресурсной  базы является сохранение паритета между  приростом запасов и добычей  и обеспечение расширенного воспроизводства запасов в дальнейшей перспективе.

Одним из основных документов, определяющих стратегию ОАО «Газпром» по восполнению МСБ, является «Программа развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности до 2035 го- да». Ее цель — обеспечение стабильной работы компании и расширенного воспроизводства углеводородов. Программа предусматривает обеспечение прироста разведанных запасов в 2011–2035 годах за счет ГРР в объеме 20 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 годах 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.

В апреле 2011 года Совет директоров «Газпрома» утвердил новую редакцию «Программы освоения ресурсов углеводородов  на шельфе Российской Федерации до 2030 года». Ее реализация позволит компании к 2030 году ежегодно добывать на российском шельфе более 200 млрд куб. м газа (без учета газа «Сахалина-2») и около 10 млн т нефти. [6]

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 году добыча природного газа с учетом развития деятельности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России может составить до 640–660 млрд куб. м.

Планируется продолжить реализацию зарубежных проектов в области разведки и добычи газа в целях расширения ресурсной базы Группы за пределами территории России.

Для поиска новых и детализации  выявленных объектов выполнен комплекс ГРР: пробурено 157,7 тыс. м горных пород, выполнено 2,8 тыс. пог. км сейсмики 2D, 8,8 тыс. км² – съемки 3D. Закончены строительством 60 поисково-оценочных и разведочных скважин, в том числе 45 продуктивных.

В результате ГРР в 2011 г. открыты пять месторождений: Мынгинское на шельфе Охотского моря, Новотатищевское в Оренбургской области, Северо-Трассовое и Мыгинское в Томской области, а также Игнялинское в Иркутской области. [6]

Основной прирост запасов  газа категории C1 получен на ранее  открытых Южно-Киринском и Киринском месторождениях сахалинского шельфа (156,3 млрд м3), а также в Республике Саха (Якутия) на Чаяндинском месторождении (178,2 млрд м3) и в ЯНАО на Южно-Русском месторождении (139,8 млрд м3). Восполнение запасов газа в 2011 г. составило 140 %, жидких углеводородов – 234 %. Эффективность ГРР – 6 142 т у. т./м.

1.6 Характеристика сегмента деятельности – нефтепереработка и нефтехимия

Группы «Газпром» в 2011 году:

-природного газа в год — 52,5 млрд.куб. м

-нестабильного газового конденсата и нефти в год — 75,4 млн.т в т.ч. «Газпром нефть» — 46,6 млн.т

Переработано в 2011 году:

-природного и попутного газа — 33,2 млрд. куб. м

-нестабильного газового конденсата и нефти — 53,5 млн.т.

В перерабатывающий сегмент  Группы «Газпром» входят заводы по переработке газа и газового конденсата (ГПЗ), мощности по нефтепереработке компании «Газпром нефть» и предприятия ОАО «Газпром нефтехим-Салават». [6]

В секторе газопереработки суммарные мощности предприятий «Газпрома» составляют 52,5 млрд.куб. м природного газа и 75,4 млн.т нестабильного газового конденсата и нефти в год. Переработка проводится на шести заводах: Оренбургском гелиевом заводе, Астраханском, Оренбургском, Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Сургутском заводе по стабилизации конденсата, Уренгойском заводе по подготовке конденсата к транспорту. Три последних  предприятия организационно входят в состав ООО «Газпром переработка».

Переработка нефти в Группе «Газпром» осуществляется на предприятиях компании «Газпром нефть». Основным из них является Омский нефтеперерабатывающий завод (с установленной мощностью 19,5 млн.т в год) — одно из крупнейших и наиболее совершенных предприятий в российской нефтепереработке. В январе 2011 года Московский НПЗ начал производство топлива четвертого экологического класса. В марте 2011 года на Омском НПЗ началось производство бензинов четвертого класса, в июле — пятого класса, которые аналогичны нормам Евро 4 и Евро 5 соответственно. [6]

Компания «Газпром нефть» контролирует ОАО «Московский НПЗ» (установленная мощность 12,15 млн.т в год) и 50% ОАО «НГК «Славнефть», владеющей двумя нефтеперерабатывающими заводами: Ярославнефтеоргсинтез (установленная мощность — 15,2 млн.т), Ярославский НПЗ им. Д.И. Менделеева (0,3 млн.т), вследствие чего «Газпром нефть» имеет доступ в соответствующих долях к их перерабатывающим мощностям.

В декабре 2008 года Группа «Газпром»  стала владельцем 50% плюс одна акция  ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» (теперь «Газпром нефтехим Салават») — одного из лидеров газо- и нефтехимической промышленности России. В 2011 году доля «Газпрома» возросла до 69,03%. «Газпром нефтехим Салават» — уникальный производственный комплекс, обеспечивающий полный цикл переработки углеводородного сырья, нефтехимии, производства минеральных удобрений. Мощности компании по переработке нефти и газового конденсата составляют около 7 млн.т, перечень производимой продукции насчитывает более 140 наименований. Предприятия «Газпром нефтехим Салават» связаны сырьевыми, транспортными и продуктовыми потоками с газодобывающими и газоперерабатывающими дочерними обществами «Газпрома».

Расширение газохимического сектора «Газпрома» осуществляется в ходе создания Ново-Уренгойского газохимического комплекса. На нем, в частности, планируется производить 400 тыс. т в год полиэтилена низкой плотности при переработке 1,4 млн.т в год газов, получаемых как попутные продукты на Уренгойском заводе по подготовке конденсата.