Русское месторождение "Роснефти" в ЯНАО будет введено в промышленную эксплуатацию в 2018 г. Месторождения роснефть
Карта нефтяных месторождений России
mining-prom.ru
Крупнейшие месторождения нефти в России: месторасположение и способы добычи
Российская Федерация по праву считается одним из ведущих мировых экспортёров нефти.
Ежегодно в стране добывается порядка 505 000 000 тонн «чёрного золота».
На сегодняшний день разрабатываемые крупнейшие месторождения по объёмам разведанных природных запасов нефти вывели Россию на 7-е месте в мире.
Основные месторождения- Это Саматлорское, Ромашкинское, Приобское, Лянторское, Фёдоровское, Мамонтовское
Самотлорское
Самое крупное месторождение нефти в России находится на 6-м месте в мировом списке. Долгое время его местоположение считалось государственной тайной.
В настоящий момент эта информация больше не является секретной. Разработки на нём ведутся уже более 45 лет, его использование продлится до конца ХХ1 века.
- Разведано в 1965 году. Экспедицией руководил В.А. Абазаров.
- Начало эксплуатации: 1969 г.
- Местоположение: Нижневартовский район Ханты-Манскийского АО.
- Геологические запасы: около 7 100 000 000 тонн.
- Извлекаемые запасы: около 2 700 000 000 тонн.
- Способ добычи: буровые вышки на искусственно созданных островах, кустовое бурение.
За годы эксплуатации было добыто более 2 300 000 000 тонн углеводородов. В настоящий момент на месторождении проводятся работы по интенсификации добычи. Планируется построить более 570 новых скважин. Основная часть разработок принадлежит НК «Роснефть».
Ромашкинское
Относится к Волго-Уральскому нефтегазоносному бассейну. Является стратегически важным для страны. В течение нескольких десятилетий подряд служит своеобразным «полигоном» для испытания новых технологий нефтедобычи.
- Открыто в 1948 году бригадой С. Кузьмина и Р. Халикова.
- Начало эксплуатации: 1952 г.
- Местоположение: Лениногорский район, г. Альметьевск, Татарстан.
- Геологические запасы: около 5 000 000 000 тонн.
- Извлекаемые запасы: около 3 000 000 000 тонн.
- Способ добычи: метод внутриконтурного заводнения, бурение турбобуром на воде.
Из недр месторождения уже извлечено более 2 200 000 000 тонн нефти. На 2010 год объём разведанных запасов составляет 320 900 000 тонн. Разработку ведёт «Татнефть».
Приобское
Многопластовое низкопродуктивное месторождение. Обладает большим потенциалом, но для его реализации требуются значительные финансовые вложения. Разработку осложняет заболоченность территории, затопляемость, близкое расположение мест нереста рыб.
- Разведано в 1982 году.
- Начало эксплуатации: 1988 год.
- Местоположение: Ханты-Мансийский АО, г. Ханты-Мансийск.
- Геологические запасы: 5 000 000 000 тонн.
- Извлекаемые запасы: 2 400 000 000 тонн.
- Способ добычи: технологии гидравлического разрыва пластов, бурение на воде.
Месторождение относится к Западно-Сибирскому нефтегазоносному бассейну. Более 80% его находится в пойме реки Обь. Уже извлечено около 1 350 000 000 тонн углеводородов. Разработку ведут компании «Роснефть» и «Газпром нефть».
Лянторское
Считается одним из самых сложных для разработки российских месторождений. Относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
- Разведано в 1965 году.
- Начало эксплуатации: 1978 год.
- Местоположение: Ханты-Мансийский АО, Сургутский район, г. Лянтор.
- Геологические запасы: 2 000 000 000 тонн.
- Извлекаемые запасы: 380 000 000 тонн.
- Способ добычи: девятиточечная обращённая система разработки, фонтанный способ эксплуатации скважин.
Основной оператор месторождения – ОАО «Сургутнефтегаз».
Фёдоровское
Относится к Сургутскому своду, юго-восточная часть Чернореченского поднятия. Входит в класс гигантских месторождений.
- Открытие: 1971 год.
- Начало эксплуатации: 1971 год
- Местоположение: Ханты-Мансийский АО, г. Сургут.
- Геологические запасы: 2 000 000 000 тонн.
- Извлекаемые запасы: 189 900 000 тонн.
- Способ добычи: горизонтальное бурение, ГРП, физико-химический метод обработки призабойной зоны, и т.д.
Является основой ресурсной базы «Сургутнефтегаза». С момента ввода в эксплуатацию на месторождении добыто более 571 000 000 тонн нефти.
Мамонтовское
Относится к классу крупных. Залежи углеводородов находятся на глубине примерно 2 – 2,5 км.
- Разведано в 1965 году. Руководитель экспедиции – И.Г. Шаповалов.
- Начало эксплуатации: 1970 год.
- Местоположение: Ханты-Мансийский АО, г. Пыть-Ях.
- Геологические запасы: 1 400 000 000 тонн.
- Извлекаемые запасы: 93 400 000 тонн.
По своему геологическому строению месторождение является сложным. С начала эксплуатации выкачано 561 000 000 тонн нефти. Разработка в данный момент ведётся компанией «Роснефть».
Разведка продолжается
В нашей стране есть перспективные места, где добыча может достичь больших объемов.
В 2013 году было открыто месторождение Великое. По первоначальным оценкам, геологические запасы нефти в нём приближаются к 300 000 000 тонн. Точной информации о том, какая часть из этого объёма углеводородов является извлекаемой, пока нет.
Великое – одно из самых крупных нефтяных месторождений, открытых на суше за последние десятилетия. Лицензию на его разработку получила компания «АФБ». Вероятно, в качестве партнёров она будет привлекать и других операторов.
В 2015 году планируется начать освоение Баженовской свиты — это самое крупное сланцевое месторождение России. Нефть из сланца извлекать очень трудно, для этого требуется привлечение экспортного оборудования. Но планы могут передвинуться в связи с санкциями, наложенными на РФ.
В 2014 году — открыто новое месторождение, названное «Победа», в Карском море — 100 000 000 тонн.
greenologia.ru
Список нефтяных месторождений России - это... Что такое Список нефтяных месторождений России?
Список нефтяных и конденсатных месторождений России:
| Самотлорское | 3200 | 1000 (2004) | 120 (2004) | ТНК-BP |
| Ромашкинское | 2700 | 400 (2004) | 37 (2004) | Татнефть |
| Приобское | 2000 | 1700 (2005) | 64 (2005) | Роснефть,Газпром нефть |
| Лянторское | 2000 | 380 (2004) | 26 (2004) | Сургутнефтегаз |
| Фёдоровское | 1800 | 34,2 (2007) | Сургутнефтегаз | |
| Салымская группа (в том числе Правдинское, Салымское, Северное, Верхнее, Западное, Ваделыпское) | 1800 | 24,7 ((1).2007) | Роснефть, Салым Петролеум Девелопмент (Shell/Sibir Energy) | |
| Уренгойское газонефтеконденсатное | свыше 1500 | 27 (2007) | Газпром | |
| Мамонтовское | 1300 | 20,5 (2007) | Роснефть | |
| Красноленинская группа (в том числе Каменное, Талинское, Ем-Ёговское, Северо-Каменное, Пальяновское, Ингинское, Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское, Елизаровское, Лебяжье) | 1200 | ТНК-BP/ЛУКойл/Газпром | ||
| проект Сахалин-5 | до 1500 | 0 (2008) | Роснефть/ТНК-BP | |
| Курмангазы (с Казахстаном) | 1100 | Роснефть/КазМунайГаз | ||
| проект Сахалин-3 | 700 | 0 (2008) | распределено частично, Роснефть (2007) | |
| Южное Хыльчую | 490 | ЛУКойл | ||
| Туймазинское | 480 | 2,5 (2004) | Башнефть | |
| Русское газонефтяное | 400 | Газпром | ||
| Арланское | 400 | Башнефть | ||
| Астраханское газоконденсатное | 400 | Газпром | ||
| Северо-Долгинское | 350 | не распределено (2007) | ||
| Вать-Еганское | 325 | 180 (2005) | 22,5 (2005) | ЛУКойл |
| проект Сахалин-1 (Чайво, Одопту, Аркутун-Даги) | 307 | ExxonMobil/Роснефть/ONGC/SODECO | ||
| Нижнечутинское | 273 | Timan Oil & Gas | ||
| Повховское | 270 | 105 (2005) | 16 (2005) | ЛУКойл |
| Ванкорское | 260 | Роснефть | ||
| Южно-Долгинское | 260 | ЛУКойл | ||
| Тевлинско-Русскинское | 250 | 140 (2005) | 31 (2005) | ЛУКойл |
| Юрубчено-Тохомское | 240 | Роснефть | ||
| Усинское | 236 | 80 (2005) | 5,8 (2005) | ЛУКойл |
| Южно-Ягунское | 222 | 104 (2005) | 12 (2005) | ЛУКойл |
| Имени Владимира Филановского | 220 | 0 (2009) | ЛУКойл | |
| Верхнечонское | 202 | ТНК-BP/Роснефть | ||
| Покачёвское | 185 | 50 (2005) | 9,3 (2005) | ЛУКойл |
| проект Сахалин-2 | 182 | 10 (2008) | Газпром/Shell/Mitsui/Mitsubishi | |
| Западно-Матвеевское | 180 | ЛУКойл | ||
| Савостьяновское | 160 | Роснефть | ||
| Харьягинское | 160 | 130 (2005) | 7,5 (2005) | ЛУКойл |
| Спорышевское | 151 | 54,6 (2007) | Газпромнефть | |
| Малобалыкское | 150 | Роснефть | ||
| Ярегское вязконефтяное | 130 | 1,3 (2001) | ЛУКойл | |
| Возейское | 127 | 30 (2005) | 2,9 (2005) | ЛУКойл |
| Урьевское | 119 | 42 (2005) | 5,3 (2005) | ЛУКойл |
| Ковыктинское | 115 | Газпром | ||
| Талаканское нефтегазовое | 105 | 4 (2008) | Сургутнефтегаз | |
| Ишимбайское | 100 | 0 | Башнефть | |
| Усть-Балыкское | 100 | Роснефть | ||
| Южно-Сургутское | 100 | Сургутнефтегаз | ||
| Западно-Сургутское | 100 | Сургутнефтегаз | ||
| Грозненские (Гудермесское, Малгобек-Горское, Старогрозненское, Новогрозненское | 100 | Роснефть | ||
| Комсомольское нефтегазоконденсатное | 81 | 5,4 (2007) | Роснефть | |
| Имени Юрий Корчагина | 80 | 0 (2008) | Лукойл | |
| Северо-Покачёвское | 76 | 2,4 (2009) | Лукойл | |
| Холмогорское | 70 | Газпром нефть | ||
| Чаяндинское нефтегазоконденсатное | 68 | Газпром | ||
| Дружное | 63 | 20 (2005) | 3,8 (2005) | ЛУКойл |
| Ангаро-Ленское газовоконденсатное | 62 | Газпром | ||
| Нивагальское | 61 | 45 (2005) | 3,5 (2005) | ЛУКойл |
| Нонг-Еганское | 57 | 28 (2005) | 4,2 (2005) | ЛУКойл |
| Хвалынское нефтегазоконденсатное | 53 | 0 (2009) | ЛУКойл | |
| Когалымское | 53 | 30 (2005) | 6,7 (2005) | ЛУКойл |
| Памятно-Сасовское | 52 | 23 (2005) | 6,9 (2005) | ЛУКойл |
| Южно-Тамбейское газоконденсатное | 50 | 0 (2008) | Ямал СПГ | |
| Сарматское нефтегазоконденсатное | 50 | 0 (2009) | Лукойл | |
| Приразломное | 46 | Газпром | ||
| Уньвинское | 43 | 20 (2005) | 3,2 (2005) | ЛУКойл |
| Еты-Пуровское | 40 | Газпром нефть | ||
| Тазовское | 40 | Газпром | ||
| Юрчукское | 37 | 0,9 | ЛУКойл | |
| Ключевое | 36 | 18 (2005) | 4 (2005) | ЛУКойл |
| Западно-Малобалыкское | 35 | 4,1 (2009) | РуссНефть | |
| Утреннее (Салмановское) газоконденсатнонефтяное | 34 | 0 (2008) | не распределено (2008) | |
| Верх-Тарское | 32 | 3,7 (2005) | ТНК-BP | |
| Штокмановское газовое | 31 | Газпром | ||
| Ямбургское | 30 | Газпром | ||
| Лугинецкое | 27 | Роснефть | ||
| Южно-Шапкинское | 23 | 20 (2005) | 4,1 (2005) | ЛУКойл |
| Кравцовское | 21 | 1,5 (2005) | ЛУКойл | |
| Марковское | 20 | Иркутская НК | ||
| Тэдинское | 16 | 14 (2005) | 2,4 (2005) | ЛУКойл |
| Ярактинское | 15 | УстьКутНефтегаз | ||
| Кочевское | 14 | 11 (2005) | 2,9 (2005) | ЛУКойл |
| Средне-Хулымское | 13 | 9 (2005) | 3,0 (2005) | ЛУКойл |
| Лонг-Юганское | 10 | ЛУКойл | ||
| Бованенковское | 10 | Газпром | ||
| Южно-Русское | 6 | Газпром/BASF |
- Западно-Ракушечное нефтяное месторождение
- Суторминское нефтяное месторождение
- Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение
- Лодочное нефтегазоконденсатное месторождение
- Вынгаяхинское газонефтяное месторождение
- Соболевское нефтяное месторождение
- Сугмутское нефтяное месторождение
- Муравленковское нефтяное месторождение
- Тагульское нефтегазоконденсатное месторождение
- Куюмбинское нефтяное месторождение
- Варьеганское газонефтяное месторождение
- Новогоднее нефтяное месторождение
- Пограничное нефтяное месторождение
- Крайнее нефтяное месторождение
- Западно-Тэбукское нефтяное месторождение
- Юрьевское нефтяное месторождение
- Мегионское нефтяное месторождение
- Южно-Балыкское нефтяное месторождение
- Заполярное газоконденсатно-нефтяное месторождение
- Харасавэйское нефтегазоконденсатное месторождение
- Шаимское нефтяное месторождение
- Шкаповское нефтяное месторождение
- Покровское нефтяное месторождение
- Западно-Мессояхское нефтегазовое месторождение
- Новоелховское нефтяное месторождение
- Мухановское нефтяное месторождение
- Чекмагушское нефтяное месторождение
- Коробковское нефтяное месторождение
- Жирновское нефтяное месторождение
- Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение
- Юрхаровское нефтеконденсатное месторождение
- Сузунское нефтегазовое месторождение
- Русско-Реченское нефтеконденсатное месторождение
- Мангазейское нефтяное месторождение
- Яро-Яхинское нефтеконденсатное месторождение
- Пальниковское нефтяное месторождение
- Верхне-Шапшинское нефтяное месторождение
- Средне-Шапшинское нефтяное месторождение
- Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение
- Назымское нефтяное месторождение
- Карпёнское нефтегазоконденсатное месторождение
- Центральное нефтегазоконденсатное месторождение
- Тямкинское нефтяное месторождение
- Усть-Тегусское нефтяное месторождение
- Урненское нефтяное месторождение
- Нефтяные месторождения России
- Списки:Россия
Wikimedia Foundation. 2010.
- Буртя
- Тупик (село)
Смотреть что такое "Список нефтяных месторождений России" в других словарях:
dic.academic.ru
Русское месторождение "Роснефти" в ЯНАО будет введено в промышленную эксплуатацию в 2018 г.
Русское месторождение «Роснефти» в Ямало-Ненецком автономном округе с извлекаемыми запасами более 420 млн тонн нефти будет введено в промышленную эксплуатацию в 2018 году, сообщил журналистам гендиректор «Тюменнефтегаза» («дочка» «Роснефти», владеет лицензией на разработку месторождения) Андрей Мухачев.
Ранее планировалось начать полномасштабную разработку месторождения в 2017 году.
«Запуск Русского месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован на 2018 год», — сказал Мухачев, добавив, что проект постепенно выходит на самоокупаемость.
В первый год эксплуатации месторождения ожидаемая добыча составит 1,3 млн тонн нефти с последующим стабильным ростом. «Цикл разработки месторождения — до 2150 года. С момента старта разработки в 2018 году мы сразу выходим на 1,3 млн тонн нефти и потом мы будем расти, прибавляя примерно по 1 млн тонн нефти в год до 2023 года», — добавил Мухачев.
Первые показатели
С 2007 года «Тюменнефтегаз» добыл на месторождении 750 тыс. тонн нефти. При этом до конца 2016 года из недр планируется извлечь более 230 тыс. тонн.
По величине запасов нефти Русское месторождение классифицируется как уникальное. Геологические запасы нефти по категории АВС1+С2 составляют около 1,4 млрд тонн, извлекаемые запасы — 422 млн тонн, сообщили в «Роснефти».
Сложности разработки
По словам гендиректора «Тюменнефтегаза», месторождение было открыто еще в 1968 году, а затянувшийся старт его разработки связан, прежде всего, с труднодоступностью территории. Кроме того, нефть на этом участке относится к тяжелой.
«Не было понятно, как ее разрабатывать и бурить, как подготавливать. За последние несколько лет все необходимые решения для его разработки были приняты, проведены сейсмические работы, опытно-промышленные эксплуатации, найдены лучшие и эффективные варианты бурения с точки зрения цены и качества, и подготовки нефти», — пояснил Мухачев. Он подчеркнул, что бурение на 90% осуществляется отечественным оборудованием.
Несмотря на то, что нефть относится к тяжелой, по своим качествам она является уникальной. «Наличие серы в нашей нефти гораздо ниже, чем в сорте Brent, который является сегодня самым показательным и привлекательным по цене и качеству. Кроме того, нефть Русского месторождения низкопарафинистая, что не создает никаких проблем в эксплуатации. Смешивается она прекрасно, в переработке является очень ценным продуктом», — рассказал топ-менеджер.
Нефть, добываемая на Русском месторождении, способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании. И несмотря на высокую плотность и вязкость, она не замерзает даже при температуре минус 26 градусов, отмечают в «Роснефти».
Строительство инфраструктуры
Русское месторождение, несмотря на то, что находится за Полярным кругом, имеет развитую инфраструктуру. «Например, у нас идет сюда бетонная дорога, что по северным меркам — очень здорово. Дорога обеспечивает круглогодичный проезд на месторождение. Это очень важно для проекта», — отметил Мухачев.
Действующий фонд скважин — 26 (до конца года их число вырастет до 29). «В последующие годы мы будем бурить по 90−100 скважин в год», — добавил гендиректор «Тюменнефтегаза». Также планируется увеличить количество буровых установок с 3 до 7 штук.
По информации «Роснефти», в настоящий момент на месторождении опережающими темпами ведется масштабное строительство объектов. В частности, с начала 2016 года завершена инженерная подготовка площадки приемно-сдаточного пункта (ПСП) «Заполярное», строительство свайных оснований под блочное оборудование и резервуарный парк. Кроме того, завершена подготовка восьми кустовых площадок и куста газовых скважин. Ведется подготовка к строительству нефтепровода ЦПС «Русское» — ПСП «Заполярное» протяженностью 65 км для последующей сдачи нефти в магистральный нефтепровод Заполярье — Пурпе.
Мухачев рассказал, что с «Транснефтью» уже заключен предварительный договор на сдачу нефти с Русского месторождения в нефтепровод Заполярье — Пурпе. Представитель «Транснефти» Игорь Демин подтвердил наличие такого договора.
Иностранный интерес
Проектом по разработке Русского месторождения интересуются и иностранные инвесторы, в частности, китайская Sinopec и индонезийская Pertamina. Как поясняют в «Роснефти», компания намеренно не включала в документы условия об эксклюзивности и продолжает диалог со всеми заинтересованными сторонами. В частности, с Sinopec ведутся переговоры о приобретении китайской компанией до 49% в «Тюменнефтегазе».
Совместная разработка запасов месторождения позволит «Роснефти» и Sinopec снизить операционные риски проекта. Сотрудничество также увеличит возможности проекта в финансировании и технологиях для его реализации.
Кроме того, рассматривается возможность создания СП на базе «Тюменнефтегаза» между «Роснефтью» и индонезийской Pertamina для совместной разработки проекта. Pertamina может получить до 37,5% в СП.
О принятии окончательного решения по выбору инвестора пока не сообщалось. Предполагается, что после вхождения иностранного инвестора в проект, операционный контроль над планируемым совместным предприятием будет осуществлять «Роснефть».
energybase.ru
«Тюменнефтегаз» добыл 750 тыс. тонн нефти на месторождении "Русское"
АО "Тюменнефтегаз", дочернее общество НК "Роснефть", добыло 750 тыс. тонн нефти на месторождении "Русское" с начала его разработки в 2007 году. При этом до конца 2016 года из недр планируется извлечь более 230 тыс. тонн. Такие показатели добычи обеспечены благодаря успешной реализации программы геолого-технических мероприятий (ГТМ), включая бурение и ввод новых горизонтальных скважин, а также применения современных методов интенсификации призабойной зоны. По величине запасов нефти, "Русское" месторождение классифицируется как уникальное. По категории АВС1+С2 геологические запасы нефти составляют около 1,4 млрд тонн, извлекаемые запасы нефти 422 млн тонн. Действующий фонд скважин на месторождении до конца 2016 года увеличится до 29 единиц.
С 2015 года "Роснефть" реализует программу полномасштабного разбуривания скважин «Русского» месторождения в зоне уверенных запасов. В рамках программы запланировано увеличение количества буровых установок с 3 до 7 штук. Бурение на месторождении выполняется российским оборудованием с применением современных технологий. Процесс сопровождения бурения ведется в режиме реального времени. С помощью геофизических датчиков, которые интегрированы в буровой инструмент, специалисты могут контролировать траекторию бурения ствола скважины, изучать свойства пласта (коллектор/неколлектор) и характер насыщения (газ/нефть/вода). Также датчики позволяют делать прогнозный характер свойств недр на глубину до 20-30 метров.
В настоящий момент на месторождении опережающими темпами ведется масштабное строительство объектов, в частности с начала 2016 года:
- Завершена инженерная подготовка площадки ПСП «Заполярное и строительство свайных оснований под блочное оборудование и резервуарный парк. Ведется развертывание резервуаров общим объемом 64 000 м3.
- Завершена инженерная подготовка 8 кустовых площадок, куста газовых скважин, куста водозаборных скважин с подъездными автодорогами.
- Ведется подготовка к строительству нефтепровода ЦПС Русское –ПСП Заполярное протяженностью 65 км. для последующей сдачи нефти в магистральный нефтепровод Заполярье-Пурпе.
- В стадии завершения инженерная подготовка площадки Центрального пункта сбора нефти.
Запуск "Русского" месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован на 2018 год. За первый год эксплуатации объекта ожидаемая добыча составит 1,3 млн тонн нефти. Добытое сырье будет сдаваться в систему магистральных трубопроводов совместно с газоконденсатом Восточно-Уренгойского месторождения, которое разрабатывается дочерним обществом НК "Роснефть" АО "Роспан Интернешнл". Такая логистическая схема позволит газодобывающему предприятию с максимальной экономической эффективностью монетизировать объемы добываемого газоконденсата.
Справка:
«Русское» месторождение открыто в 1968 году, находится за полярным кругом на полуострове Ямал в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО).
Нефть, добываемая на месторождении, обладает высокими товарными свойствами: низкопарафинистая и малосернистая (0,32% - лучше, чем у нефти сорта Brent), способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании. Не смотря на то, что нефть месторождения «Русское» имеет высокую плотность и вязкость, она не замерзает даже при температуре -26. В период проведения опытно-промышленных работ (ОПР) был выполнен значительный объем по изучению геологического строения месторождения:
- завершена интерпретация ЗD сейсмики с построением геологической модели;
- проработаны основные технологические решения по разработке месторождения:
- выбрана система разработки месторождения,
- определена система заканчивания скважин,
- обоснованы оптимальные режимы работы скважин,
- подтверждены практикой дебиты скважин.
Для выполнения целей и задачи ОПР введён в эксплуатацию минимальный технологический и социально-бытовой комплекс объектов.
К 2020 году АО «Тюменнефтегаз» планирует создать более 500 дополнительных рабочих мест.
Проект по разработке месторождения «Русское» интересен широкому перечню инвесторов. Однако «Роснефть» намеренно не включала в документы условия об эксклюзивности и продолжает диалог со всеми заинтересованными сторонами. При этом Компания в любом случае сохранит операционный контроль в проекте.
В 2015 году «Роснефть» и China Petrochemical Corporation (Sinopec) подписали основные условия соглашения в отношении сотрудничества в рамках предлагаемого совместного освоения «Русского» месторождения.
Соглашение предусматривает возможное приобретение Sinopec до 49% в «Тюменнефтегазе», владеющего лицензией на освоение и разработку месторождения.
Совместная разработка его запасов позволит «Роснефти» и Sinopec снизить операционные риски проекта. Сотрудничество также увеличит возможности проекта в финансировании и технологиях для его реализации. В дальнейшем «Роснефть» и Sinopec могут создать совместную техническую группу по формированию окончательного инвестиционного решения и документации.
Также рассматривается возможность создания СП на базе предприятия «Тюменнефтегаз» между «Роснефтью» и индонезийской Pertamina для совместной разработки проекта. 4 октября 2016 года стороны подписали Меморандум о взаимопонимании по вопросам сотрудничества в рамках реализации проекта освоения «Русского» месторождения.
Документ предполагает вхождение Pertamina в проект в доле до 37,5% и порядок действий Сторон для создания совместного предприятия с заключением необходимых юридически обязывающих соглашений в краткосрочной перспективе.
Реализация проекта позволит «Роснефти» приобрести нового международного партнера для разработки капиталоемкого актива на территории РФ. Операционный контроль над планируемым совместным предприятием будет осуществляться «Роснефтью».
Управлениеинформационной политикиПАО «НК «Роснефть»14 декабря 2016 г.
www.rosneft.ru
«Роснефть» приобретает долю в крупнейшем газовом месторождении Средиземного моря
-350x1000.jpg)
Главный исполнительный директор ПАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин был принят Президентом Египта Абдул-Фаттахом Ас-Сиси в ходе своего рабочего визита в Каир. Игорь Сечин передал египетскому лидеру послание Президента России Владимира Путина. Ас-Сиси и Сечин обсудили вопросы развития сотрудничества «Роснефти» с египетскими партнерами и реализации совместных энергетических проектов.
Глава «Роснефти» проинформировал Президента Египта о состоявшейся договоренности по приобретению «Роснефтью» у Eni до 35% в концессионном соглашении на разработку месторождения Зор, а также 15% в операторе проекта – Совместном паритетном предприятии Eni и EGAS: Petroshorouk.
Совет директоров «Роснефти» одобрил вхождение Компании в данный проект. Стоимость доли, приобретаемой «Роснефтью» у Eni составляет 1,125 млрд долларов. Кроме того, «Роснефть» выплатит Eni 450 млн долларов исторических затрат 2016 года. Совокупные инвестиции «Роснефти» в проект за 4 года составят 4,5 млрд долларов. «Роснефть» становится участником проекта по разработке крупнейшего углеводородного месторождения Египта вместе с мировыми мейджорами – своими давними партнерами: Eni и BP.
По завершении сделок между «Роснефтью», Eni и BP акционерная структура концессионного соглашения может быть сформирована следующим образом: Eni – 50%, «Роснефть» - до 35%, BP – до 15%.
Игорь Сечин проинформировал Абдул-Фаттаха Ас-Сиси о ходе сотрудничества по поставкам нефтепродуктов, СУГ и СПГ. Были также обсуждены вопросы участия «Роснефти» в новых проектах на территории Египта. Египетский лидер выразил удовлетворенность развитием сотрудничества и поддержал участие Компании во всех обсуждаемых проектах.
По итогам мероприятия Главный исполнительный директор ПАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин заявил: «Участие «Роснефти» в совместной с нашими международными партнерами разработке месторождения Зор – логический шаг в развитии нашего сотрудничества с Египтом и усилении позиций Компании на динамично развивающихся рынках».
Справка:
В июне 2016 года «Роснефть» и Eni S.p.A. в рамках XX Петербургского международного экономического форума подписали Соглашение об основных условиях сотрудничества, предусматривающего, среди прочего, партнерство в проектах сегмента «Разведка и добыча».
В августе 2015 года «Роснефть» и EGAS подписали генеральное соглашение по поставкам газа в адрес египетской компании. В соответствии с договоренностями с Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) «Роснефть» получила доступ к египетскому внутреннему рынку газа, обладающему значительным потенциалом роста.
В апреле 2012 года «Роснефть» и Eni подписали Соглашение о комплексном сотрудничестве, в соответствии с которым предусмотрено совместное освоение участков Черного и Баренцева морей на территории России, а также участие «Роснефти» в международных проектах.
Управление информационной политикиПАО «НК «Роснефть»тел.: + 7 (499) 517-88-9712 декабря 2016 г.
Настоящие материалы содержат заявления в отношении будущих событий и ожиданий, которые представляют собой перспективные оценки. Любое заявление, содержащееся в данных материалах, которое не является информацией за прошлые отчетные периоды, представляет собой перспективную оценку, связанную с известными и неизвестными рисками, неопределенностями и другими факторами, в результате влияния которых фактические результаты, показатели деятельности или достижения могут существенно отличаться от ожидаемых результатов, показателей деятельности или достижений, прямо или косвенно выраженных в данных перспективных оценках. Мы не принимаем на себя обязательств по корректировке содержащихся здесь данных, с тем чтобы они отражали фактические результаты, изменения в исходных допущениях или факторах, повлиявших на перспективные оценки.
www.rosneft.ru
