Сайт газпром добыча ямбург: ООО «Газпром добыча Ямбург»

Карьера

Заполнить анкету

Анкета соискателя

Ваша анкета отправлена

При отправке анкеты произошла ошибка.

Начните свою карьеру в «Газпроме» прямо сейчас. Заполните анкету для резюме.


Как выявить мошенническое предложение о работе от лиц, выдающих себя за представителей ПАО «Газпром»

В компании выстроена комплексная система поиска, привлечения, отбора, найма и развития персонала. Она основывается на следующих принципах:

  • раннее выявление и сопровождение талантов;
  • создание среды равных стартовых возможностей;
  • конкурсный отбор на всех этапах найма и профессионального развития;
  • открытость и прозрачность системы;
  • этичность по отношению ко всем ее участникам.

На основе указанных принципов в Обществе разработаны и реализуются программы, направленные на восполнение потребности в квалифицированных кадрах через формирование внешнего и внутреннего резерва.


Программа «Успешный старт»

Программа разработана в 2007 году. Целевой аудиторией являются выпускники учреждений высшего и среднего профессионального образования, у которых с момента окончания образовательного учреждения прошло не более года. Программа предполагает организацию и проведение открытых конкурсов молодых специалистов на право трудоустройства в дочерние общества ПАО «Газпром». Победителям конкурса вручаются именные сертификаты, гарантирующие трудоустройство в компании.

Программа «Уверенность в будущем»

Это программа является традиционной для большинства компаний Группы Газпром. Она включает целевую подготовку в высших и среднеспециальных учебных заведениях детей работников Общества, прохождение производственной и преддипломной практик в компании. ООО «Газпром добыча Ямбург» расширило эту программу, разрешив прохождение практики в дочернем Обществе, в том числе и тем студентам, которые обучаются за счет собственных средств по специальностям, соответствующим профилю деятельности Общества.

Программа «Я выбираю специальность»

Программа разработана в 2010 году. Ее цель — подготовка перспективного резерва персонала из числа учащихся 10–11 классов школ г. Нового Уренгоя, п. Тазовского для дальнейшего обучения в отраслевых вузах России. В рамках программы ООО «Газпром добыча Ямбург» реализует проект «Газпром-классы», который предполагает обучение старшеклассников профильных классах в двух школах г. Нового Уренгоя.

Программа «Последовательный рост»

Цель программы «Последовательный рост» — выявление перспективных работников Общества, имеющих высшее образование и работающих на рабочих профессиях, формирование внутреннего кадрового резерва для замещения инженерно-технических должностей. Победители программы пользуются приоритетным правом назначения на должности ИТР. При необходимости с участниками программы в дальнейшем проводятся горизонтальные ротации или организуется кураторство со стороны инженерно-технических работников в целях развития профессиональных знаний и навыков.


“Газпром добыча Ямбург” перешел на Directum RX

ООО “Газпром добыча Ямбург” перешло на отечественный программный продукт Directum RX, поддержав общероссийский курс на импортозамещение.

Дочернее общество ПАО “Газпром” перевело процессы делопроизводства и договорную работу в интеллектуальную систему Directum RX. За 1,5 года компания полностью перешла на отечественный продукт, с которым работают 2,5 тыс. сотрудников.

“Перед реализацией проекта мы изучили шаблонное решение Directum RX по делопроизводству. Увидели процессы, идентичные тем, что используются в ООО “Газпром добыча Ямбург”. Они были взяты за основу. В процессе внедрения функционал системы дополнен с учетом особенностей работы предприятия”, – сообщил Иван Волокитин, начальник отдела системно-технической инфраструктуры службы информационно-управляющих систем ООО “Газпром добыча Ямбург”.

Отдельное внимание команда проекта уделила вопросу безопасности данных. Примененный подход исключает нежелательные и неправомерные доработки документов в системе.

Чтобы сохранить привычную схему делопроизводства, в Directum RX были добавлены новые возможности: для организационно-распорядительных документов на отдельной вкладке можно указать список адресатов рассылки: создать новый или использовать существующий; при отправке документов на согласование по регламенту можно заполнить до двадцати групп согласующих. При этом инициатор может отозвать задачу.

Договорная работа ООО “Газпром добыча Ямбург” также переведена в Directum RX. Команда проекта структурировала документы, оптимизировала согласование и упростила интеграцию с Active Directory, системой HR и информационно-управляющей системой. В новую систему перенесено более 10 тыс. договоров.

Документы, создаваемые в Directum RX, хранятся в структурированном электронном архиве с удобным поиском и фильтрацией. Благодаря цифровизации процесс согласования стал более прозрачным и понятным, а влияние человеческого фактора сведено к минимуму.

Досье ComNews

ООО “Газпром добыча Ямбург” — 100-процентное дочернее общество ПАО “Газпром”. Работает в Ямало-Ненецком автономном округе с 1984 года. Основной вид деятельности — добыча газа, газового конденсата, нефти, проведение геолого-разведочных работ.

ООО “Газпром добыча Ямбург” | Министерство энергетики

Вы здесь

Back to top

20211228. ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.15 КБ Скачать Скачивания: 0

20211228.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.22 КБ Скачать Скачивания: 0

20211101.ООО Газпром добыча Ямбург (ИГО проект)

xlsx 22.52 КБ Скачать Скачивания: 2

20211128.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.15 КБ Скачать Скачивания: 4

20211128.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.22 КБ Скачать Скачивания: 3

20211101.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.28 КБ Скачать Скачивания: 2

20211028.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.29 КБ Скачать Скачивания: 2

20211028.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.74 КБ Скачать Скачивания: 3

20210928.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.17 КБ Скачать Скачивания: 3

20210928.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.74 КБ Скачать Скачивания: 7

20210828.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.16 КБ Скачать Скачивания: 5

20210828.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.74 КБ Скачать Скачивания: 4

20210728.

ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.74 КБ Скачать Скачивания: 10

20210728.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.16 КБ Скачать Скачивания: 8

20210628.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.16 КБ Скачать Скачивания: 9

20210628.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.74 КБ Скачать Скачивания: 5

20210528.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.16 КБ Скачать Скачивания: 12

20210528.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 7.13 КБ Скачать Скачивания: 8

20210428.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.16 КБ Скачать Скачивания: 8

20210428.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 7.11 КБ Скачать Скачивания: 14

20210328.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.16 КБ Скачать Скачивания: 15

20210328.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 7.09 КБ Скачать Скачивания: 13

20210228.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.26 КБ Скачать Скачивания: 16

20210228.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.79 КБ Скачать Скачивания: 11

20210128. ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.23 КБ Скачать Скачивания: 15

20210128.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.79 КБ Скачать Скачивания: 14

20201228.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.17 КБ Скачать Скачивания: 15

20201228.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.07 КБ Скачать Скачивания: 16

20201128.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.18 КБ Скачать Скачивания: 17

20201128.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.04 КБ Скачать Скачивания: 21

20201101.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.2 КБ Скачать Скачивания: 23

20201028.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.21 КБ Скачать Скачивания: 21

20201028.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 21

20200928.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.1 КБ Скачать Скачивания: 45

20200928.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 43

20200828.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.1 КБ Скачать Скачивания: 41

20200828.

ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 42

20200728.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 18.85 КБ Скачать Скачивания: 43

20200728.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 44

20200628.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 18.84 КБ Скачать Скачивания: 51

20200628.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 56

20200528.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 18.43 КБ Скачать Скачивания: 57

20200528.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 51

20200428.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.73 КБ Скачать Скачивания: 52

20200428.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 56

20200328.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.72 КБ Скачать Скачивания: 31

20200328.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 46

20200228.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19. 73 КБ Скачать Скачивания: 57

20200228.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 54

20200128.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 20.19 КБ Скачать Скачивания: 61

20200128.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 62

20191228.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.98 КБ Скачать Скачивания: 69

20191228.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 67

20191128.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 20.14 КБ Скачать Скачивания: 88

20191128.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 5.47 КБ Скачать Скачивания: 96

20191101.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.77 КБ Скачать Скачивания: 94

20191028.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.77 КБ Скачать Скачивания: 97

20191028.ООО Газпром добыча Ямбург.СпецИндикаторы

xlsx 6.19 КБ Скачать Скачивания: 101

20190928.ООО Газпром добыча Ямбург.ИГС

xlsx 19.63 КБ Скачать Скачивания: 110

20190928.ООО Газпром добыча Ямбург. СпецИндикаторы

xlsx 6.16 КБ Скачать Скачивания: 109

«Газпром нефть» приступила к освоению ачимовских залежей в ЯНАО

«Газпром нефть» приступила к освоению ачимовских залежей Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения в ЯНАО. Доступ к этим огромным запасам обеспечат новый формат сотрудничества с материнской компанией — «Газпромом» — и инновационные технологии для работы на низкопроницаемых коллекторах

Впечатляющие запасы

«Ямбург» может стать крупнейшим из новых проектов «Газпром нефти» в Арктике и ознаменовать следующий этап развития компании в ЯНАО, где «Газпром нефть» в последние годы ведет активную добычу.

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1969 году. По запасам газа оно одно из крупнейших в мире (начальные разведанные запасы — 6,9 трлн куб. м). Добыча газа здесь началась в 1986 году и продолжается до сих пор. В 2018 году компания «Газпром добыча Ямбург» извлекла около 65 млрд куб.  м. Что касается запасов нефти, они также огромны, но эффективный доступ к ним стал возможен лишь недавно. Большая часть запасов нефти Ямбургского месторождения располагается в ачимовских отложениях, значительно более глубоких и сложных по строению, чем сеноманские пласты, из которых добывают газ.

На государственном балансе сегодня стоят геологические запасы объемом 1,278 млрд т. Однако, по оценкам специалистов «Газпром нефти», запасы жидких углеводородов Ямбургского месторождения могут составить до 3,5 млрд т, что позволяет включить его в двадцатку крупнейших нефтяных месторождений мира. Нефтегазоносность ачимовских отложений месторождения была установлена в 1999 году, опытная добыча нефти началась в 2014-м, однако до промышленной разработки тогда дело не дошло.

Условия доступа

Сегодня проект «Ямбург» — флагманский для программы «Газпром нефти» по освоению ачимовской свиты. Первые оценки подтверждают: коллектор месторождения низкопроницаемый, дебиты небольшие, добыча быстро снижается.

Главная задача сейчас — подобрать правильные технологии для изучения и эффективной разработки этих запасов. Здесь уже тестируют большеобъемные гидроразрывы пласта (ГРП), которые дают хорошие результаты. А в 2019 году планируется провести полный комплекс опытно-промышленных работ, включая бурение технологически сложных горизонтальных скважин.

Чтобы сделать ачимовку рентабельной, а ее разработку — выгодной и государству, и бизнесу, потребуется специальная настройка налогового режима. Но для того, чтобы получить дополнительные льготы, ачимовская свита должна быть описана как геологический объект, а критерии для ее верификации закреплены в нормативной документации.

Работа в новом формате

Разработка месторождений, где интерес представляют как нефтяные, так и газовые залежи, осложняется особенностями лицензирования. Добыча всех углеводородов на конкретном участке относится к одной лицензии, но разделить ее и затем продать или передать какую-то часть другой компании невозможно.

Недропользователь Ямбургского месторождения — «Газпром добыча Ямбург», дочерняя компания «Газпрома», которая продолжает здесь добычу газа. Однако ключевыми компетенциями по освоению запасов жидких углеводородов в группе «Газпром» обладает «Газпром нефть». Чтобы дать возможность последней развивать проект по добыче нефти на условиях, аналогичных собственному владению лицензией (с консолидацией на собственном балансе запасов, добычи и финансового результата по МСФО), между компаниями был заключен долгосрочный рисковый операторский договор.

География ачимовских залежей

Новая схема работы позволяет «Газпром нефти» вкладывать собственные средства в геолого-разведочные работы и строительство объектов инфраструктуры, принимая на себя все геологические и эксплуатационные риски, и при этом получать все выгоды от добычи и продажи углеводородов. Она также дает правовую основу для привлечения проектного и акционерного финансирования в масштабный и технически сложный проект.

Этот механизм недропользования планируется применять и при освоении нефтяных оторочек на газовых месторождениях «Газпрома»: Западно-Таркосалинском, Чаяндинском, Песцовом, Ен-Яхинском и др.

Этапы проекта

Оценку добычного потенциала ачимовских нефтяных залежей Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения «Газпром нефть» начала в 2017 году. В конце ноября 2017 года были утверждены инвестиции на переиспытание разведочных скважин месторождения. В 2018 году на двух скважинах — впервые в «Газпром нефти» — были проведены большеобъемные ГРП с объемом закачанного проппанта 500 тонн, которые позволили получить промышленные притоки из низкопроницаемых ачимовских залежей. Фактический дебит по одной из скважин более чем в два раза превысил целевой показатель.

Вадим Яковлев,
первый заместитель генерального директора «Газпром нефти»:

Освоение ачимовских залежей и нефтяных оторочек входит в перечень стратегических направлений развития ресурсной базы «Газпром нефти». Ключом к этой категории запасов, разработка которых долгое время считалась нерентабельной, являются современные технологии бурения, в том числе строительство скважин сложного дизайна. Механизм рисковых операторских договоров и синергия с уже существующей инфраструктурой активов позволят нам эффективно вовлечь в разработку нефтяную часть месторождений материнской компании. Уже к 2020 году в ЯНАО «Газпром нефть» будет добывать около 50% от всего объема углеводородов, производимого компанией.

В марте 2019-го началось бурение первых горизонтальных скважин, на которых будет проведен многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП). Опытно-промышленные работы дадут возможность подобрать оптимальную конструкцию скважин, снизить стоимость бурения и максимизировать дебит. Результаты бурения и освоения скважин позволят до конца 2019 года принять решение по формату и скорости реализации проекта, а также сформировать дальнейшую программу работ по снятию неопределенностей.

«Газпром нефть» планирует создать на базе проекта «Ямбург» технологический полигон, подобный тому, который ранее был создан для изучения и разработки технологий освоения баженовской свиты. В работе на этой площадке сможет принять участие широкий круг технологических и научных организаций. Реализация проекта позволит отработать технологии, которые впоследствии будут задействованы при освоении считавшихся ранее нерентабельными нефтяных запасов ачимовских залежей Западной Сибири.

Промышленную добычу углеводородов из ачимовских залежей Ямбургского месторождения планируется начать в 2024 году, после уточнения геологического строения и завершения проектирования и строительства инфраструктуры для подготовки и транспортировки углеводородов. По предварительным оценкам, объем ежегодной добычи составит до 8 млн тонн н. э. Так как ресурсная база проекта очень велика, предполагается, что он будет разбит на фазы и реализован поэтапно.

Транспортный вопрос

Традиционно существенными препятствиями для реализации проектов по добыче полезных ископаемых в Арктике были удаленность от транспортной инфраструктуры и дороговизна ее строительства. Тем не менее у «Газпром нефти» уже есть опыт создания комплексных решений для транспортировки углеводородов с удаленных арктических месторождений.

Сейчас в компании прорабатывают возможные пути транспорта добытой нефти Ямбурга. Основных вариантов два. Первый — это вывоз морским транспортом с установкой терминала в Обской губе, именно так вывозится нефть с Новопортовского месторождения. Другой путь — подключение к магистральному нефтепроводу Заполярье — Пурпе «Транснефти», как это было сделано в свое время для Мессояхи. Решение о том, какой вариант будет реализован, в «Газпром нефти» рассчитывают принять в начале следующего года.

Тюменский индустриальный университет » Студенты ТИУ удостоены именных стипендий ООО «Газпром добыча Ямбург»

Студенты ТИУ удостоены именных стипендий ООО «Газпром добыча Ямбург»

14.12.2020

Студент Института геологии и нефтегазодобычи ТИУ Павел Щипанов и обучающиеся Высшей инженерной школы EG Дмитрий Копылов и Влада Горбунова стали именными стипендиатами ООО «Газпром добыча Ямбург» за высокие достижения в учёбе и научно-исследовательской деятельности. Торжественное поздравление обучающихся состоялось в рамках онлайн-мероприятия «Ярмарка выпускников», организованного Центром карьеры Управления по взаимодействию с индустриальными партнерами и мониторингу качества образования ТИУ.

Напомним, комиссия по назначению именных стипендий ООО «Газпром добыча Ямбург» собирается дважды в год — весной и осенью. Стипендиатов определяют на основании рекомендаций учёных советов профильных образовательных организаций. Для того, чтобы стать кандидатом на получение именной стипендии, необходимо иметь высокие оценки по итогам сессии, публиковаться в научных журналах, участвовать в форумах и конференциях, общественной и спортивной жизни. В этом году достойно представляли ТИУ обучающиеся направления «Нефтегазовое дело», профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и подземных хранилищ».

О долгосрочном сотрудничестве предприятия и вуза в ходе дистанционного мероприятия рассказала заместитель начальника Управления кадров и социального развития ООО «Газпром добыча Ямбург» Елена Кияновская, отметив, что в общество регулярно на практику приходят около 40 студентов ТИУ. «Мы берем на работу успешных выпускников, — отмечает Елена Владимировна. — Так, за последние три года к нам трудоустроились 15 выпускников, 11 из них — целевые студенты. Газпром добыча Ямбург предъявляет высокие требования к кандидатам. Перед обществом стоят амбициозные масштабные задачи, определенные долгосрочными стратегиями. Нам предстоит освоение новых уникальных сложных месторождений, и реализация этих задач во многом зависит от того, с какими профессиональными компетенциями придут будущие выпускники на производственные площадки общества. Желаю педагогическому составу ТИУ, студентам успехов в работе и учебе,  и добро пожаловать в компанию Газпром добыча Ямбург».

Четверокурсник Павел Щипанов становится именным стипендиатом общества уже во второй раз: молодой человек активно занимается общественной и научной деятельностью — участвует в конференциях, конкурсах, олимпиадах, а также является председателем арктического научного сообщества ТИУ Arctic Research Community (ARC). «Действительно, получение любой именной стипендии повышает престиж студента, делает его более конкурентоспособным на рынке труда, — отмечает студент. — Однако для меня особое значение имеет тот факт, что ООО «Газпром добыча Ямбург» — оператор уникальных газовых проектов на севере нашего региона. Компания работает в сложных условия крайнего севера, обеспечивает энергетическую безопасность нашей страны. Для меня, как человека, интересующегося вопросами промышленного освоения Арктики, вдвойне приятно получить поощрение в виде стипендии от такого уникального предприятия».

Безмерно рад своей первой именной стипендии и третьекурсник Дмитрий Копылов. По словам студента, именная стипендия даёт возможность посвятить себя работе над научными проектами, а не сидеть без дела в поисках работы. «Советую всем, кто хочет стать успешнее — не бояться ставить перед собой определенные цели и выполнять их, много работать, участвовать в конференциях и заниматься публикационной деятельностью».

Справка.

ООО «Газпром добыча Ямбург» — 100-процентное дочернее предприятие ПАО «Газпром», осуществляет деятельность в Ямало-Ненецком автономном округе. Основной вид деятельности — добыча газа, газового конденсата. Предприятие владеет лицензиями на разведку и добычу углеводородов с Ямбургского и Заполярного месторождений. Также готовит к промышленной разработке Северо-Каменномысский, Каменномысское-море, Обской, Чугорьяхинский, Тазовско-Заполярный, Южно-Парусовый и, в рамках совместного предприятия, Парусовый, Северо-Парусовый и Семаковский участки недр. За компанией закреплена ответственность за освоение Антипаютинского и Тота-Яхинского месторождений.

Пресс-служба ТИУ,

фото Дениса Ханыкова


Вконтакте

Facebook

Twitter

Google+

Перспективы

Генеральный план развития ООО «Газпром добыча Ямбург» разработан совместно с ведущими отраслевыми институтами. Предварительные расчеты позволяют прогнозировать поддержание годовой добычи до 200 млрд куб. м газа в год до 2030 года.

В 2009 году ПАО «Газпром» принято решение о поручении ООО «Газпром добыча Ямбург» освоения зеленых перспективных месторождений шельфа Обской и Тазовской губ. Вероятные запасы газа этих участков и прилегающей прибрежной территории превышают 1,5 трлн кубометров.Ожидается, что годовая добыча газа этих двух месторождений, Северо-Каменномысского и Каменномысского-Морского, составит более 30 миллиардов кубометров.

С учетом потенциальных производственных мощностей еще трех лицензионных участков (Антипаютинское, Семаковское, Тота-Яхинское) общий годовой объем добычи прогнозируется на уровне 60 млрд кубометров и более.

Генеральный план развития ООО «Газпром добыча Ямбург» предусматривает расширение на северо-восток путем последовательной разработки морских месторождений, а также береговой группы Парусового месторождения.

Планируется начать разработку Обской и Тазовской губ с месторождения Каменномысское-море. После этого Компания приступит к разработке Северо-Каменномысского месторождения. Далее наступает очередь полей меньшего размера. Согласно генеральному плану развития Компании перспективные месторождения будут объединены в производственный узел, связанный с действующей Ямбургской газотранспортной системой.

В 2013 году утверждено инвестиционное решение по проектированию месторождения Каменномысское-море.Это решение означает начало этапов разработки и строительства первого «морского» месторождения в среднесрочной перспективе.

Планируется, что подготовка газа, закупка и обслуживание платформ, доставка персонала и многое другое будет осуществляться на базе поселка, построенного на берегу мыса Парусный. В состав поселка войдут установка комплексной подготовки газа мощностью 30 млрд кубометров в год, дожимная компрессорная станция, система газопроводного транспорта, порт и автомобильные дороги.

Новый газодобывающий комплекс на мысе Парусный сделает экономически целесообразным освоение Парусового и Семаковского месторождений, а также станет площадкой для дальнейших шагов через Тазовскую губу на Гыданский полуостров — к Тота-Яхинскому и Антипаютинскому месторождениям.

Изделия

  • Использование природного газа в качестве автомобильного топлива

    Природный газ нужен не только для приготовления пищи, отопления и производства электроэнергии. Им также можно заправлять автомобили. Природный газ в качестве моторного топлива намного дешевле и экологически чище, чем нефтепродукты.

    Можно ли сэкономить деньги на автомобильном топливе? Насколько чистый природный газ как топливо? Когда был изобретен автомобиль, работающий на газе? Какой газ используется для заправки автомобилей? Выпускают ли крупные автопроизводители автомобили, работающие на метане?
  • Как осуществляется доставка газа потребителям

    Наличия магистральных газопроводов едва хватает для доставки газа конечным потребителям. Для того, чтобы вы могли наблюдать за пляшущим голубым пламенем на конфорке плиты, газ должен поступать из магистрального газопровода в распределительный газопровод, а затем по бытовому трубопроводу.

    Что такое бытовое газовое оборудование?Почему могут прекратить подачу газа?Как часто проводится проверка газового оборудования?
  • Классификация месторождений газа

    Природные ресурсы, позволившие быстрому развитию современной цивилизации, сформировались в меловом периоде мезозойской эры. Процесс начался между 145 и 146 миллионами лет назад и закончился 65 миллионов лет назад. В глобальном масштабе это очень короткий период времени, потому что, согласно современным научным данным, Земля находится между 4.5 и 4,6 миллиарда лет.

    Что такое литология?Из каких месторождений труднее всего добывать газ?Как связаны динозавры и газ?
  • Что такое попутный нефтяной газ

    Попутный нефтяной газ (ПНГ) — это газ, растворенный в нефти. Попутный нефтяной газ образуется в процессе добычи нефти, поэтому фактически является производным. Но сам ПНГ также является ценным сырьем для дальнейшей переработки.

    Из чего состоит попутный нефтяной газ? Как можно утилизировать попутный нефтяной газ? Что такое альбедо?
  • Производство гелия из природного газа

    Гелий – инертный газ; он бесцветный, без вкуса и запаха.Благодаря своим уникальным свойствам это вещество широко используется в различных областях науки и техники.

  • Что такое сжиженные нефтяные газы

    Сжиженные нефтяные газы (СНГ) производятся из попутного нефтяного газа. Это чистые газы или специальные смеси, которые можно использовать для обогрева зданий, производства нефтехимии и в качестве моторного топлива.

  • Как безопасно добывать газ

    Состояние газопроводов постоянно контролируется.Людям в этом помогают высокотехнологичные «свиньи», ползающие по трубопроводам в труднодоступных местах.

    Как проверить газопроводы на надежность? Как часто случаются аварии на газопроводах? Сколько служат газопроводы?
  • Что такое природный газ

    Природный газ — это смесь углеводородов, предмет религиозного культа и академических споров, а также важнейший ресурс. Он невидим и не имеет запаха. Количество природного газа в России больше, чем где бы то ни было в мире.

    Каково происхождение газа на Земле? Как на самом деле пахнет газ?
  • Как оцениваются запасы углеводородов

    Не существует общепринятой системы, по которой можно было бы классифицировать запасы углеводородов, но есть некоторые общие стандарты. Недавно Россия приблизила к ним свою систему.

    Как можно оценить неизвлекаемые ресурсы?Почему оценки запасов газа часто различаются?Сколько газа у Газпрома?
  • Как хранится газ и что такое ПХГ

    Любой продукт нужно хранить.Газ – не исключение. Промышленности подземного хранения газа почти 100 лет.

    Как устроены ПХГ?Как газ может попасть в ПХГ?Сколько газа может принять ПХГ?
  • Особенности морской добычи

    Месторождения природного газа встречаются не только на суше. Имеются и морские месторождения: изредка в недрах, покрытых водой, встречаются нефть и газ.

    Как добывают газ из-под воды? Как добывают газ из-под воды?
  • Как транспортируется природный газ

    После добычи газа из недр суши или моря его необходимо доставить потребителям.Протяженность газопроводов и газораспределительных сетей многократно превышает окружность Земли.

    Как поступает газ в квартиры?Кто следит за газопроводами?Что делать с газом перед закачкой в ​​трубу?
  • Что такое газовый конденсат

    Газовый конденсат можно использовать для производства как топлива, так и пластика.
    Главное стабилизировать, удалив лишние примеси.

    Чем ценен газовый конденсат? Как образуется газовый конденсат?
  • Как открывают месторождения углеводородов

    Разведка новых месторождений — это работа геологов и геологов.У них есть технические и химические средства, позволяющие достаточно точно выявлять скопления углеводородов. Однако единственный способ узнать наверняка — пробурить скважину.

    Сколько газа находится под землей? Какие типы горных пород обычно содержат газ? Как определяются участки для разведки газа? Какие методы используются для поиска месторождений газа?
  • Что такое сжатый (под давлением) природный газ

    Газ сжимают, чтобы уменьшить его объем. Но СПГ в качестве топлива гораздо более экологичный, чем нефть.И он должен постепенно заменить нефть в России.

    В чем разница между СПГ и СПГ? Что означает термин «сжатый»? Почему СПГ лучше нефти?
  • Как производится природный газ

    Природный газ поднимается вверх по скважине, используя природную энергию. Он производится в Америке, Европе, Африке и других регионах. Пятая часть мировой добычи приходится на «Газпром».

    Сколько газа добывается в мире? Как глубоко под землей обычно залегает газ? Как выглядит газ под поверхностью?
  • Как добывать газ из угольных пластов

    Метан следует извлекать из шахт, чтобы предотвратить взрывы.Соединенные Штаты были первой страной, решившей превратить его в коммерческое предприятие. Десять процентов газа добывается там по этой технологии. Добыча из угольных пластов перспективна и в России.

    Как газ оказывается внутри угля? Вызывает ли метан взрывы в шахтах? Насколько эффективна добыча угольного газа?
  • Что такое сжиженный природный газ

    В одном и том же сосуде сжиженного природного газа может быть в 600 раз больше, чем в обычном. В 2009 году в России уже построен и торжественно запущен первый завод СПГ.

    Почему природный газ сжижается? В чем разница между СПГ и обычным природным газом? СПГ также течет по трубам?
  • Как строятся подводные газопроводы

    Глубина моря может достигать нескольких километров. Укладка трубы на дно — сложная задача. Однако по дну Северного моря проложено 6000 километров трубопроводов, некоторые из которых находятся там уже 40 лет.

    Как укладывают трубы на морское дно? Как колебания глубины могут повлиять на процесс укладки труб?
  • Что можно произвести из природного газа

    Природный газ горит очень хорошо.Поэтому он в основном используется для выработки электрической или тепловой энергии. Однако его также можно использовать для изготовления удобрений, топлива, краски и многих других предметов.

    Становится ли газ вредным при сгорании? Можно ли производить из газа только энергию? Что такое GTL?
  • ono2.indd

    %PDF-1.6 % 1510 0 объект > эндообъект 1535 0 объект >поток 2008-09-02T10:45:09+04:002008-09-02T10:43:15+04:002008-09-02T10:45:09+04:00PScript5.dll Версия 5.2application/pdf

  • ono2.индд
  • СеменюкП
  • uuid:a02eac6e-5c0a-4fca-8261-f778085a615buuid:932a61de-ecd0-4c60-aabe-7e908bd0d2e3Acrobat Distiller 8. 0.0 (Windows) конечный поток эндообъект 1511 0 объект >/Кодировка>>>>> эндообъект 1503 0 объект > эндообъект 1504 0 объект > эндообъект 1505 0 объект > эндообъект 1506 0 объект > эндообъект 1471 0 объект >/Тип/Страница>> эндообъект 1476 0 объект >/Тип/Страница>> эндообъект 1481 0 объект >/Тип/Страница>> эндообъект 1486 0 объект >/Тип/Страница>> эндообъект 1491 0 объект >/Тип/Страница>> эндообъект 1493 0 объект >поток чЗрѽС% V;3D)ıTR_ٹ

    Референс

    РЕФЕРЕНЦИОННЫЙ СПИСОК ПРОДУКЦИИ НПО “САРОВ-ВОЛГОГАЗ”
         
    Имя Объект Рабочий тип, размещение
    1 2 3
    Автоматизированные системы одоризации газов АГОС ИЦФР. 423314.001 ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Реконструкция: ГРС Мичкас, ГРС Воротынец, ГРС Княгинино, ГРС Живильск-2, ГРС Медаево, ГРС Тепличный, ГРС Атурьево
    Кавказтрансгаз, ООО Реконструкция
    ООО “Газпром трансгаз Москва” Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» Реконструкция: Барсуковская ГРС, Каменная Балка ГРС
    ООО «Газпром трансгаз Краснодар» Реконструкция: Новоукаинская ГРС, Матвеев Курган ГРС
    ООО «Газпром трансгаз Томск» Полный комплект, капитальное строительство
    Завод Нефтегазоборудование, ООО Полный комплект
    АО “АрмРосгазпром” Полный комплект
    Тираспольтрансгаз-Приднестровье, ООО Полный комплект
    АО «Интергаз Центральная Азия», МГ Алматы Реконструкция: ГРС Алматы (Фабричный), ГРС Алматы-2, ГРС Тараз-1, ГРС Тараз-2 (РК-4), ГРС Тараз-2 (НДФЗ), ГРС Тараз-2 (Город), ГРС Шымкент-1, Шымкет ГРС-4 (Город), Сас-Тюбе ГРС (цементный завод), Каюк ГРС, Самсоновка ГРС, Свердловская ГРС, Мичурино ГРС, Высокое ГРС, Каскален ГРС, Бурундай ГРС.
    АО «Интергаз Центральная Азия», Уральский МГ Реконструкция: ГРС Переметное, ГРС Жанаталап, ГРС Каменка, ГРС Чижа-1, ГРС Чижа-2, ГРС Фурманово, ГРС Богатырево.
    Многоканальный регистратор данных МДР-8 КЛИЖ.411126.001 ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Капитальный ремонт
    ООО “Газпром трансгаз Москва” Капитальное строительство
    ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Капитальный ремонт
    ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Реконструкция
    Пермгазавтоматика, ООО Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» Капитальное строительство
    ООО “Газпром трансгаз Москва” Капитальное строительство
    ООО «Газпром трансгаз Томск» Реконструкция
    КУРС-НГ Измерительно-вычислительный комплекс ООО “Газпром трансгаз Томск” Капитальное строительство, реконструкция: Алтайское МГ: Барнаульская ГРС, Барнаул-2 ГРС-1, Н. Каянча ГРС, Ребриха ГРС; Амурское МГ: ГРС Эльбан, ГРС Солнечный; Александровское МГ: Вертикос ГРС, Александровская ГРС, Мыльджинская ГРС; Кемеровское МГ: Кемеровская ГРС-1; Новосибирское МГ: Новосибирская ГРС-5; Юргинское МГ: Проскоковская ГРС; Хабаровское МГ: Вяземская ГРС, Хор ГРС; Томское МГ: Парабель ГРС, Томск ГРС
    ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» Капитальное строительство, реконструкция: Привольненское МГ: Красногвардейское ГРС
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Капитальное строительство, реконструкция: Семеновское МГ: Пучежская ГРС, Чкаловская ГРС; Арзамасское МГ: Выксунская ГРС; Чебоксарское МГ: Приволжская ГРС; Торбеевское МГ: Барашевская ГРС; Кировское МГ: Кировская ТЭЦ ГРС, ТЭЦ-3 ГРС, Куменская ГРС.
    Датчик виброперемещения ДПВ ИКЛЖ.402248.003 ОАО “Авиадвигатель” Полный комплект
    Вега-газ, ООО Реконструкция
    ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Капитальный ремонт КС Сеченовская
    ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    ПГ “Метран”, АО Полный комплект
    Искра-Авигаз, АО Полный комплект
    Казанькомпрессормаш, ОАО Полный комплект
    Компрессор Комплекс, ОАО Полный комплект
    Невтехмашинвест, ООО Полный комплект
    ООО “Газпром добыча Надым” Полный комплект
    Невский завод, ОАО Полный комплект
    Газингирингавтоматика, ООО Полный комплект
    ООО “Газпром добыча Ноябрьск” Капитальный ремонт
    ООО “Газпром добыча Оренбург” Полный комплект
    ООО “Газпром добыча Уренгой” Полный комплект
    НПО «Искра», ОАО Полный комплект
    Пермгазавтоматика, ООО Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Реконструкция КС-2 Ординская, газопровод Уренгой-Центр-1
    Самара-Авиагаз, ООО Полный комплект
    Уфа-Авиагаз, ОАО Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Самара» Реконструкция КС Сызранская
    ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Реконструкция КС Новокомсомольская
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Капитальный ремонт
    ООО “Газпром трансгаз Югорск” Реконструкция
    Датчик виброскорости ДВС ИКЛЖ. 402248.004 Вега-газ, ООО Реконструкция
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Комплектация КС Сеченовская
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Реконструкция КС-2 Ординская газопровода Уренгой-Центр-2
    Газингирингавтоматика, ООО Полный комплект
    ООО “Газпром добыча Оренбург” Реконструкция
    ООО «Газпром трансгаз Ухта» Реконструкция
    ООО “Газпром трансгаз Югорск” Реконструкция
    ООО “Газпром трансгаз Саратов” Реконструкция
    Датчик перемещения ДП-И ИЦФР.402248.001 Завод Киров-Энергомаш, ОАО Полный комплект
    Пермский завод Машиностроитель, ОАО Полный комплект
    ПАО “Сумское НПО им. Фрунзе” Полный комплект
    Лукойл, ОАО Капитальное строительство, КС Находкинская
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Капитальное строительство, КС Вязниковская, КС Заволжская
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Капитальное строительство, КС Нюксеница, КС Урдома, КС Синдорская, КС Гагарацкая
    ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Капитальное строительство, КС Грязовецкая
    ООО “Газпром трансгаз Казань” Капитальное строительство, КС Арская
    ООО «Газпром трансгаз Краснодар» Реконструкция, ООО “Кущевское”
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Реконструкция, ООО «Ново-Уренгойская»
    ООО “Газпром трансгаз Саратов” Капитальное строительство, КС Александров-гай
    ООО “Газпром трансгаз Самара” Капитальное строительство
    ООО «Газпром трансгаз Уренгой» Капитальное строительство
    ООО «Газпром трансгаз Югорск» Капитальное строительство
    ООО “Газпром трансгаз Уфа” Капитальное строительство
    ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Капитальное строительство
    Искра-Турбогаз, ООО Полный комплект
    Самара-Авиагаз, ООО Полный комплект
    Казанькомпрессормаш, ОАО Полный комплект
    Компрессор Комплекс, ОАО Полный комплект
    Датчик виброскорости ДВС-И ИЦФР. 402248.002 ООО “Газпром трансгаз Н.Новгород” Реконструкция
    Вега-газ, ООО Реконструкция
    Датчик абсолютной вибрации трехкомпонентный ДВА-И3 ИЦФР.402248.005 ОАО “Сибэнергомаш” Комплект промышленных вентиляторов
    Красногвардейский машиностроительный завод, ОАО Комплект промышленных вентиляторов
    КЭР-Автоматика, ООО Абаканская ТЭЦ
    5-измерение, ООО Модернизация турбонагнетателя К250-61-5
    Э.ОН Россия, ОАО Березовская ТЭЦ
    Уралкалий, ОАО Реконструкция
    НЛМК, ОАО Реконструкция
    Аппаратура измерения абсолютной вибрации ИВА-И ИЦФР 402248.003 Завод Киров-Энергомаш, ОАО Полный комплект
    Датчик осевого смещения ДОС ИКЛЖ. 402218.003 ОАО “Авиадвигатель” Полный комплект
    Вега-газ, ООО Реконструкция
    ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    Казанькомпрессормаш, ОАО Полный комплект
    Компрессор Комплекс, ОАО Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Реконструкция АСУ ГПА
    ООО “Газпром добыча Надым” Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    Невский завод, ОАО Полный комплект
    НПО «Искра», ОАО Полный комплект
    Пермгазавтоматика, ООО Полный комплект
    Самара-Авиагаз, ООО Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Самара» Реконструкция КС Сызранская
    Саянскхимпласт, ОАО Полный комплект
    ООО “Газпром добыча Ноябрьск” Капитальный ремонт
    ООО “Газпром трансгаз Югорск” Реконструкция
    Имитатор вращающегося вала ИКЛЖ. 303215.001 Орскнефтеоргсинтез, ОАО Модернизация
    Датчик температуры ИКЛЖ.405212.022 ООО “Газпром трансгаз Волгоград” Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Система линейного телеуправления газопроводом Починки-Изобильное
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Реконструкция
    Калининградгазприборавтоматика, ООО Реконструкция
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» ГРС ЛПОК Торбеевский
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» ГРС ЛПОК Владимирский
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» ГРС ООО “Арзамасский”
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Линейная система дистанционного управления
    ООО “Газпром трансгаз Югорск” Реконструкция
    Датчик температуры ИКЛЖ. 405212.001                    ПИМБ-900 ИЦФР.405212.001     ПИМБ-901 ИЦФР.405212.002 ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Система линейного телеуправления газопроводом Починки-Изобильное
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Магистральный газопровод Починки-Изобильное, КС Новопетровская
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Газопровод Починки-Фролово
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Газопровод Починки-Изобильное
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» ГРС ЛПОК Торбеевский
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» ГРС ЛПОК Пензенский
    ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Реконструкция АСУ ГПА
    ООО “Газпром трансгаз Екатеринбург” Внедрение комплексной целевой программы
    ООО “Газпром трансгаз Екатеринбург” Реконструкция ГРС Саракташ
    ООО “Газпром трансгаз Екатеринбург” Реконструкция магистрального газопровода Домбаровка-Оренбург
    ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Реконструкция АСУ ГПА и АСУ КП
    ОАО “Газпромстройинжиниринг” Реконструкция газопровода Пермь-Горький-2
    ООО “Газпром инвест Запад” Реконструкция газопровода Ухта-Торжок-2
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Газопровод, г. Клязин
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция КП Синдор
    ООО «Газпром трансгаз Ухта» Газопровод Грязовец-Ленинград
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция газопровода Ухта-Торжок
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция агрегатной автоматики
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция Ухты-Торжка
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Газопровод, г. Клязин
    ООО «Газпром трансгаз Ухта» Реконструкция газопровода Пунга-Вуктыл-Ухта
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция газопровода Ухта-Торжок
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция газопровода Пунга-Вуктыл-Ухта
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция агрегатной автоматики
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Реконструкция газопровода Ухта-Торжок
    ООО «Газпром трансгаз Ухта» Реконструкция газопровода Вуктыл-Ухта
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» текущий капитальный ремонт КС-4 Приобская
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Создание интегрированной АСУ ТП (КС-4 Приобская)
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Ямбург-Уренгой-2
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» КС-4 Приобская
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Создание интегрированной АСУ ТП (КС-4 Приобская)
    ООО «Газпром трансгаз Томск» Газопровод, г. Салехард
    ООО “Газпром трансгаз Югорск” Капитальный ремонт
    ООО “Газпром добыча Уренгой” Капитальный ремонт
    Газпром нефть Оренбург, ЗАО Реконструкция АСМ
    Всероссийский научно-исследовательский институт измерительных систем (НИИИС) Полный комплект
    Всероссийский научно-исследовательский институт измерительных систем (НИИИС) Полный комплект
    ООО “Газпром добыча Ямбург” Капитальное строительство
    Датчик частоты вращения ИКЛЖ.408113.004 ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Капитальный ремонт
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Капитальный ремонт
    Зонд измерительный ИКЛЖ.405212.011 ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Капитальный ремонт
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» КС-4 Приобская
    Невский завод, ОАО Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Создание интегрированной АСУ ТП (КС-4 Приобская)
    Калибратор датчика вибрации КДВ-1 ИКЛЖ. 422269.001 ООО “Газпром трансгаз Волгоград” Капитальное строительство
    ООО “Газпром добыча Уренгой” Реконструкция
    ООО “Газпром трансгаз Москва” Реконструкция
    Спецэлектромеханика, ООО Полный комплект
    Комплект для измерения температуры ИКЛЖ.405212.008 ООО “Газпром трансгаз Сургут” Капитальный ремонт
    Измерительный преобразователь PIMB 331, PIMB 332 ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» LPOC Калининградское
    Калининградгазприборавтоматика, ООО Реконструкция
    Север, ОАО Реконструкция
    ООО «Газпром трансгаз Югорск» Реконструкция
    Уромгаз, ООО Реконструкция
    Преобразователь сигналов ТСМ ИКЛЖ. 405511.004              ИКЛЖ.405511.005 ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Модернизация заводской и агрегатной автоматики
    ООО “Газпром трансгаз Ухта” Капитальный ремонт
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» КС-4 Приобская
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» Создание интегрированной АСУ ТП (КС-4 Приобская)
    Пульт управления ИЦФР.426486.005 ООО “Газпром трансгаз Нижний Новгород” Капитальное строительство. Линейная система телемеханики ГРС ЛПОЦ Торбеевское
    Фильтр ИЦФР.468822.001 Казанькомпрессормаш, ОАО Полный комплект
    ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Полный комплект
    Индикатор уровня жидкости магнитный РУУ-М ООО “ГЕА Рефригирейшн РУС” Полный комплект
    БПЦ Инжиниринг Полный комплект
    Завод Транснефть Полный комплект
    26 ЗНИИ Полный комплект
    Завод РТО, ООО Полный комплект
    ПромТрансСервис, ООО Полный комплект
    ИНОТЭХ, ООО Полный комплект
    ЗПТО С. М.Кирова, ООО Полный комплект

    Предприятия Газпром

    КОМПАНИЯ ОБЪЕКТ ОБОРУДОВАНИЕ
    ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» КС (Компрессорная станция) Заволжская Щиты НРУ-0,4 кВ для КТП ГВВО, КТП БЭК, щита ГВВО
    КС Торбеево Панель ЦУД с аварийным вводом на базе выдвижных модулей для ГПА
    ООО «Газпром трансгаз Казань» ГПУ N1 Уренгой-центр-2 Панель ЦУД
    ООО «Газпром трансгаз Уфа» Канчуринско-Мусинский комплекс подземного хранения газа Общезаводские панели ЦУД, Щит постоянного тока, Панели ВВО, 2ЦКТС-1000 кВА, 2ПТС для блоков-250 кВА, 2ЦКТС-400 кВА, Панели КРУ НН, ИБП 20 кВА
    Компрессорный цех Кармаскалинского линейного производственного управления магистральных трубопроводов Панели щита постоянного тока, ЦУП, 2ПТС-630 кВА
    ООО «Газпром трансгаз Ухта» КС Юбилейная, Синдорская, Бабаевская, Нюксеница, Сосногорская, Микунь, Урдома, Приводино Панели щита постоянного тока, ЦУП, 2ПТС-630 кВА
    ООО Газпром добыча Оренбург ДКС-1, ДКС-2 ГПЗ Гелиевый завод Панели ЩМКС с выдвижными модулями, АКБ
    Реконструкция II нитки конденсатопровода ГТУ-16 Карачаганакское НГКМ-ГПЗ для транспортировки сырого газа с Карачаганакского НГКМ 2CCTS25, 2CCTS40
    Реконструкция и техническое перевооружение комплекса добычи газа Оренбургского НГКМ Панели ЦУП, 2ЦКТС-400кВА
    Присоединение скважин доосвоения основного газоконденсатного месторождения Оренбургского НГКМ Модульное здание с вводно-распределительным устройством (ВРУ), Модульное здание с подстанцией 2ПТС БМ-100 ТМГ-6/0,4 с герметичным сухим трансформатором
    ООО «Газпром добыча Ямбург» 2-я и 3-я ступени Заполярного ГТУ Панели МСС
    Обустройство сеноманских отложений нефтегазоконденсатного месторождения Тазовского ГТУ Панели КРУ НН, ПТС-630
    Спортивно-оздоровительный комплекс вахтового поселка на УКПГ-2(6) Ямбургской ГПЗ Панели ИДД, Пункт управления ИДД на мачте ПТС-400/6/0,4 -УХЛ1
    Полярная газотурбинная электростанция. 2-я очередь строительства. Блок тепломеханический (поз. 2) 2ПТС-1000-6/0,4 для собственных нужд, ПТС-400/6/0,4
    ООО «Газпром добыча Ноябрьск» Дожимная компрессорная станция (ДКС) Западно-Таркосалинского месторождения Автоматическая конденсаторная установка
    Вынгапуровский газовый комплекс 6кВ ДБ
    Строительство Чаяндинского НГКМ Распределительное устройство НН
    ДКС Нижне-Квакчинского ГКМ ПТС 10/0.4 кВ, 1600кВА
    ООО «Газпром добыча Надым» Бованенковское НГКМ. Медвежье НГКМ Электроснабжение Комсомольского газоблока Панели МСС
    ООО Газпром добыча Астрахань Реконструкция 3, 6 производства АГПЗ Панели PTS, MCC
    Реконструкция 1 и 2 очереди Автоматизированного гидрологического комплекса Панели МСС
    ООО «Газпром трансгаз Сургут» КС Приобская, Демьянская, Аганская, Вынгапуровская, Самсоновская, Губкинская, Ярковская, Тобольская, Богандинская, Ортиягунская, Пуртазовская, КС-00 Ново-Уренгойская 2ПТС наружной установки-400 кВА, 2ПТС наружной установки-630 кВА, РУНН-0,4 кВ для 2ПТС наружной установки-1000 кВА, Щит постоянного тока, ЦУД управления агрегатами, щиты ЦУП, щиты АГВ
    ООО «Газпром трансгаз Казань» КС Арская Панели ЦУД для управления агрегатами, Панели УВО, Щит ДК
    ООО «Газпром трансгаз Москва» КС Каменск-Шахтинская, Воскресенск Панели МСС, 2ПТС для наружной установки-100 кВА
    ООО «Газпром трансгаз Самара» Тольяттинское, Павловское, Сызранское линейные производственные управления магистральных трубопроводов Панели АВО газа, Панели АВО масла, Автоматизированный ЦУП ГПА
    ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС Карпинская, Сорумское, Нижнетуринское и Уральское линейные производственные управления магистральных трубопроводов Панели MCC, MCC для блоков управления
    ООО «Газпром трансгаз Волгоград» КС Калининская Панели АВО газа
    ООО «Газпром трансгаз Томск» КС Омская Панели МСС
    Магистральный газопровод Сила Сибири. Этап 2.4. Участок КС-3 Амгинская – КС-4 Нимнырская Распределительное устройство НН
    Магистральный газопровод Сила Сибири. Этап 4.2. Компрессорная станция КС-7а Зейская. Учреждение здравоохранения № 5 в г. Свободный Распределительное устройство НН
    ООО «Газпромпереработка» Сургутский ЗСК, ДКС Выктульского ГПУ Ячейки ЦУП, НРУ-0,4 кВ, Щит постоянного тока-220, Щит постоянного тока-24
    Установка подготовки конденсата к транспорту Панели МСС
    Установка стабилизации конденсата ачимовских отложений Надым-Пур-Тазовского региона MCC, PTS, панели обогрева
    Инфраструктура магистрального транспорта углеводородов газоконденсатных месторождений Полярного НГКМ.База транспортировки жидких углеводородов в районе Заполярного НГКМ. СЦТС-630/6/0,4-УХЛ1
    Филиал Оренбургского газоперерабатывающего завода, цех №9 Вспомогательная панель
    Амурский НПЗ Панель КРУ НН
    ООО «Газпром инвест Запад» КС Шекснинская, КС Бабаевская, КС-13 Урдома, КС Нюксеница, Грязовецкий газоузел, КС Синдорская, КС Портовая Панели ЦУП, 2СКТУ-1000 кВА, 2ПТС бл. -1000 кВА, 2ПТС бл.-250 кВА, АКУ, 2СКТУ-400/10/0,4 кВ, 2СКТУ-1600/10/0.4, 2ССТС-1000/10/0,4, 2ПТС-1000/10/0,4, панели АСУ ТП
    ООО Ямалгаз-Инвест КС Ивановская, КС Лукояновская, КС-9 Малоперанская КС-1, КС-2 Ярынская КС-1, КС Усинская, КС-1, КС-8 Чикшинская, относятся к строительству магистральных трубопроводов Бованенково-Ухта Панели MCC, Шкафы АВР
    ООО «Газпром инвест Восток» Базовая территория Амурского линейного производственного управления магистральных трубопроводов Панели МСС
    ООО «Газпром инвест Юг» Обогащение участков Песчано-Уметского подземного хранилища газа.Реконструкция Совхозного ПХГ Панели МСС
    ООО «Газпром добыча Шельф» Береговой технологический комплекс Панели МСС
    ООО Томскгазпром Разработка Мыльджинского месторождения. БКС. Строительство Казанского НГКМ Промышленная 2ПТС-1000кВА, щиты собственных нужд
    Установка подготовки газа и конденсата Казанского НГКМ Закрытый РП-6кВ
    Главная компрессорная станция Северо-Останинского месторождения Промышленная 2БПЦ-1000/6/0.4 кВ
    Строительство Казанского НГКМ КТП киоскового типа двухтрансформаторная для распределения электроэнергии, тупиковая, с вводом воздуха со стороны ВН и выводом кабеля со стороны НН
    Терминал хранения и отгрузки СУГ возле Куйбышева
    ООО «Газпром добыча Уренгой» Уренгойское НГКМ Ячейки КРУ НН, контейнерные модули для ячеек КРУ НН
    Обустройство второго опытного участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ для полномасштабной разработки Распределительное устройство НН
    Присоединение кустов газоконденсатных скважин к УКПГ-22 второго опытного участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ Промышленный 2БПТС-1000/10/0. 4 кВ
    ООО «Газпром газомоторное топливо» Строительство автоматической газозаправочной станции в Рязани. ПТС-400кВ
    Автоматическая заправка газом в Бердске ПТС-400кВА
    Автомат газонаполнительный Югра ПТС-400кВА
    Газозаправочная автомат в Альметьевске ПТС-1000кВА
    Автомат газонаполнительный Аксарайский ПТС-250кВА
    ООО «Газпром энерго» КЛ-10 кВ для Чаяндинского НГКМ Система постоянного тока 220 В, трансформаторная подстанция 10/10 кВ
    ООО «Газпром переработка» Благовещенск Амурский ГПЗ ДУ РН, шкафы электрообогрева
    ООО «Газпром социнвест» Логистический центр ПАО «Газпром» ЗРУ – 10 кВ
    ООО «Газпром инвест» Модернизация Астраханского газового комплекса I и II поколения как целостного производственного объекта БД РН

    Интерфакс публикует окончательный рейтинг фундаментальной эффективности для 150 ведущих российских и казахстанских компаний

    12 дек 2019 17:26

    Группа «Интерфакс» опубликовала итоговый ежегодный Рейтинг фундаментальной эффективности предприятий России и Казахстана, который составляется агентством экологического и энергетического рейтинга «Интерфакс-ЭРА» и включает 150 крупнейших российских и казахстанских компаний реального сектора экономики.

    Все топ-10 компаний являются российскими: ООО «Газпром добыча Уренгой», АО «Златоустовский металлургический комбинат», ПАО «Алроса», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром трансгаз Ухта», АО «Вертолеты России», ПАО «Т Плюс», ПАО «МРСК Центра и Волги», ОАО «Кемеровский Азот» и ПАО «Уралкалий».

    Лидером среди компаний из Казахстана является местный филиал Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В., занявший 26 место в общем рейтинге.

    Рейтинги компаний разделены на 11 более широких отраслевых категорий в зависимости от типа используемых ими технологических процессов, однако впервые они разбиты на более чем 40 подгрупп.Структура компаний внутри подгруппы более однородна, рейтингуемые компании имеют больше технологического сходства, а оценка внутри подгруппы максимально приближена к бенчмаркингу – отраслевому сравнению эффективности.

    В этом году завершающий этап подготовки итогового рейтинга совпал с презентацией совместного проекта по охране окружающей среды «Эколого-энергетический рейтинг: спасение Земли» Интерфакса и Российского социально-экологического союза (РСЭС) на Парижской выставке мира. Форум 12-13 ноября.В форуме приняли участие 30 глав государств и более 130 официальных делегаций. Проект вошел в число 100 лучших инструментов управления, проверенных на международном уровне, и может использоваться банками, инвестиционными фондами и институтами развития в качестве ответственного инструмента финансирования.

    «После новости о том, что наш проект был представлен на парижском форуме, несколько крупных российских компаний приняли решение обнародовать экологические и энергетические показатели своих ключевых предприятий для включения в рейтинг», — сообщил руководитель проекта Александр Мартынов. Агентства экологического и энергетического рейтинга «Интерфакс-ЭРА».

    “Рейтинги дают обществу, бизнесу и государству понятный, наглядный способ мониторинга социальной и экологической ответственности компании. Согласованность основных измерений и точность характеристик – энергоэффективности и воздействия на окружающую среду – делают рейтинг простым для понимания и, следовательно, удобный инструмент для выработки управленческих решений”, – сказал он.

    «Фундаментальный рейтинг эффективности и связанный с ним бенчмаркинг позволяют головным компаниям не только сравнивать предприятия внутри холдинга, но и использовать его для более широкой оценки собственных поставщиков и партнеров.Инвестиционные компании, а также товарные компании заинтересованы в этой возможности сегодня. В стандартах GRI такое сравнение поставщиков известно как ответственность цепочки поставок», — сказал Мартынов.

    Как и прежде, компании, входящие в топ-150 рейтинга, ранжируются по пяти критериям: энергоэффективность – затраты энергии и ресурсов на единицу продукции; технологичность – расход ресурсов и образование отходов на единицу работы; эффективность экосистемы – уровень загрязнения и воздействия на окружающую среду предприятиями компании, которые могут быть ассимилированы местными природными экосистемами; изменение эффективности с 2005 по 2019 год; и прозрачность – уровень раскрытия информации о потреблении энергии и ресурсов и воздействии на окружающую среду.

    Компании ранжируются по каждому из критериев, а окончательный рейтинг определяется в соответствии с суммой их мест в пяти отдельных рейтингах.

    Пользователи сайта interfax-era.ru могут судить о лидерах и аутсайдерах среди малого и среднего бизнеса, а также крупных предприятий по каждому виду отрасли, отрасли или вида деятельности.

    Рейтинги составляются на основе анкет, заполняемых самими компаниями, или данных публичной нефинансовой отчетности, тарифных обоснований, публичных заявлений и деклараций и сайтов компаний, а также реестров, раскрываемых органами исполнительной власти и отдельными общественными организациями, например Российский союз промышленников и предпринимателей и WWF России.Информационные системы “Интерфакса” – СПАРК, СПАРК-Менеджмент и СКАН – являются важными источниками фундаментальной информации о большинстве компаний.

    Активное участие казахстанских компаний в проекте стало результатом конструктивного партнерства с бизнесом в рамках Евразийского экономического союза при посредничестве Ассоциации экологических организаций Казахстана.

    Полную версию Топ-150 и методику его составления можно найти по адресу: https://interfax-era.ru/рейтинги/2019.

    Добыча природного газа в России: 2008-2020 гг.

    Добыча природного газа в России , второе исследование в рамках Евразийской службы газовых исследований ИРПИ 2008 , дает всесторонний и подробный анализ текущего состояния и перспектив развития газовой отрасли России до 2020 года.

    Ключевые вопросы Добыча природного газа в России Адреса :

    • Оценка производственного потенциала России до 2020 года
    • Анализ стратегий российских газодобывающих компаний
    • Оценка капитальных затрат на добычу газа, необходимых для удовлетворения растущего спроса на газ на местном и глобальном рынках
    • Анализ сценариев спроса/предложения
    Добыча природного газа в России рассматривает текущее состояние и перспективы добычи газа 17 дочерними и зависимыми обществами Газпрома и 6 независимыми производителями газа.

    Исследование уникально тем, что дает оценку «затраты плюс» поставок с месторождения до границы с Россией для основных российских газовых активов, прогнозируемых до 2020 года. В сочетании с нетбэками для 42 стран-импортеров до границы с Россией до 2020 года, прогнозируемых в исследовании. Российский газ на мировых рынках: потенциал, стратегии и перспективы (выпущен RPI в марте 2008 г.) он дополняет картину конкурентоспособности поставок российского газа на мировых рынках.

    Основные данные в профиле каждой компании-производителя:

    • База текущих резервов
    • Историческая продукция
    • Маршруты транспортировки добываемого газа
    • Производственный потенциал до 2020 года
    • Капитальные затраты на дальнейшее развитие
    • Затраты плюс оценка от месторождения до текущих и/или потенциальных точек выезда на границе с Россией (только для основных активов)
    По аналогичной структуре проводится обследование новых газовых месторождений и провинций :
    • Полуостров Ямал: Бованенковское и Харасавэйское месторождения
    • Штокмановское месторождение
    • Поля Обь-Тазовской губы
    • Месторождения Восточной Сибири
    • Месторождения Дальнего Востока России (включая Сахалин)
    Оценки стоимости плюс оценки для некоторых из этих регионов впервые появляются в опубликованном исследовании .

    Добыча природного газа в России
    разрабатывает два сценария добычи газа в России в 2008-2020 гг. на основе:
    • Спрос на природный газ в Европе, СНГ, Северо-Восточной Азии, Северной Америке
    • Законтрактованные и поставленные экспортные объемы Газпрома, текущие и прогнозируемые
    • Прогноз цен на газ на экспортных рынках
    • Экономическая целесообразность разработки новых месторождений
    • Транспортные возможности для доставки газа с месторождения местным и международным потребителям
    • Планы производителей газа по освоению новых месторождений
    В сценариях также учтены прогнозы капитальных затрат на добычу газа Газпрома и других добывающих компаний.

    Добыча природного газа в России
    является важным инструментом аналитической поддержки для:
    • лица, определяющие политику в области энергетики
    • интегрированные энергетические компании
    • производители газа
    • газотранспортные и торговые компании
    • финансовые и инвестиционные учреждения
    • подрядчики и поставщики оборудования
    Глава 1. Текущее состояние добычи газа в России

    1.1. Краткая история добычи газа в России до 1992 г.
    1.2. Формирование новой структуры газодобычи в России (1992-2007 гг.)
    1.3. Современная структура добычи газа в России. Классификация российских газовых компаний в 2008 г.
    1.4. Современная ресурсная база России
    1.5. Распределение запасов между недропользователями

    Глава 2.Текущая государственная политика добычи природного газа

    2.1. Добыча газа в Энергетической стратегии России до 2020 года
    2.2. Законы о недропользовании в России
    2.2.1. Закон о недрах
    2.2.2. Закон о газоснабжении
    2.2.3. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

    Глава 3. Текущая и перспективная добыча на действующих месторождениях Газпрома

    3.1. Добыча Газпрома в Надым-Пур-Тазовском регионе
    3.1.1. Уренгойгазпром (Газпром добыча Уренгой)
    3. 1.2. Надымгазпром (Газпром добыча Надым)
    3.1.3.Ямбурггаздобыча (Газпром добыча Ямбург)
    3.1.4. Ноябрьскгаздобыча (Газпром добыча Ноябрьск)
    3.1.5. Пургаздобыча
    3.1.6. Севернефтегазпром
    3.1.7. Ачимгаз
    3.1.8. Пургаз
    3.1.9. Нортгаз
    3.2. Производственные предприятия ОАО «Газпром» за пределами Надым-Пур-Тазовского региона
    3.2.1. Астраханьгазпром (Газпром добыча Астрахань)
    3.2.2. Оренбурггазпром (Газпром добыча Оренбург)
    3.2.3. Стимул
    3.2.4. Севергазпром (Газпром добыча Ухта/Газпром переработка)
    3.2.5. Томскгазпром (Востокгазпром)
    3.2.6. Севморнефтегаз
    3.3. Анализ потенциала добычи газа в действующих регионах газодобычи Газпрома до 2020 г.
    3.3.1. Добыча с действующих месторождений Надым-Пур-Тазовского региона
    3.3.2 Добыча газа на действующих месторождениях за пределами Надым-Пур-Тазовского региона
    3. 3.3. Сводный прогноз добычи газа на действующих месторождениях, контролируемых Газпромом (NPTR и не-NPTR). Сценарий 1
    3.3.4. Сценарий включения Энинефтегаза и Сибнефтегаза в портфель Газпрома. Сценарий 2
    3.4. Потенциал добычи газа в регионах текущей газодобычи Газпрома

    Глава 4. Независимые производители газа

    4.1. Итера
    4.2. НОВАТЭК
    4.3. Добыча газа нефтяными компаниями
    4.3.1. ЛУКОЙЛ
    4.3.2. Роснефть
    4.3.3. ТНК-
    4.3.4. Сургутнефтегаз
    4.3.5. Другие производители
    4.4. Производственный потенциал независимых производителей

    Глава 5. Перспективные регионы с точки зрения перспективного развития газодобычи до 2020 года

    5.1. Обоснование производства в новых районах
    5.2. Полуостров Ямал: перспективы развития
    5.3. Разработка Штокмановского месторождения
    5. 4. Разработка месторождений Обской и Тазовской губ
    5.5. Восточная Сибирь и Дальний Восток России

    Глава 6. Факторы, влияющие на рост добычи газа в России

    6.1. Фактор спроса
    6.2. Фактор импорта
    6.3. Развитие газотранспортной системы

    Глава 7. Сценарии роста добычи газа в России до 2020 г.

    7.1. Производственные мощности российской компании и инвестиционные потребности
    7.2. Базовый сценарий (Синий сценарий)
    7.3. Умеренный сценарий (белый сценарий)
    7.4. Альтернативные сценарии

    Выводы

    Рисунок 1.1. Распределение запасов природного газа в СССР в начале 50-х гг.
    Рисунок 1.2. Добыча газа в СССР с 1970 по 1990 г. (млрд м3)
    Рисунок 1.3. Прирост добычи и запасов в России с 1991 по 2001 год (млрд м3)
    Рисунок 1.4. Рост продаж на европейском рынке с 2001 по 2007 год (млрд долларов США)
    Рисунок 1. 5. Динамика рыночной капитализации Газпрома (млрд долл. США)
    Рисунок 1.6. Рынок газа России в 2008 г.
    Рисунок 1.7. Добыча газа в России с 2002 по 2007 г. (млрд м3)
    Рисунок 1.8. Структура добычи природного и попутного газа в России в 1999-2007 гг.
    Рисунок 1.9. Распределение доказанных запасов газа в мире на 01.01.2007 г.
    Рисунок 1.10. Состояние освоения запасов газа в России
    Рисунок 1.11. Распределение доказанных запасов газа по Северо-Западному федеральному округу
    Рисунок 1.12. Распределение доказанных запасов газа по Южному федеральному округу
    Рисунок 1.13. Распределение доказанных запасов газа по Приволжскому федеральному округу.
    Рисунок 1.14. Распределение доказанных запасов газа по Уральскому федеральному округу
    Рисунок 1.15. Распределение доказанных запасов газа по Сибирскому федеральному округу
    Рисунок 1.16. Распределение доказанных запасов газа по Дальневосточному федеральному округу
    Рисунок 1. 17. Распределение доказанных запасов газа по шельфовым плитам моря
    Рисунок 1.18. Распределение доказанных запасов газа России
    Рисунок 1.19. Динамика запасов природного газа Газпрома в 2002-2007 гг. (тыс. м3)
    Рисунок 1.20. Международный аудит отдельных запасов газа Газпрома в сравнении с российской системой классификации (ткм)
    Рисунок 1.21. Распределение запасов газа Газпрома по федеральным округам России в 2007 г.
    Рисунок 1.22. Крупнейшие газовые месторождения Газпрома (1 категория) по состоянию на 31.12.2007 г. (тыс. м3)
    Рисунок 1.23. Количество лицензий на разведку и разработку углеводородов (ед.)
    Рисунок 1.24. Итоги и прогноз прироста запасов Газпрома по активам и в результате геологоразведочных работ в 2007-2010 гг.
    Рисунок 1.25. Разработка доказанных запасов независимых газовых компаний (тыс.куб.м)
    Рисунок 2.1. Прогнозные показатели добычи нефти, угля и природного газа в Энергетической стратегии России на 2010-2020 гг. и фактические показатели на 2003-2007 гг.
    Фигура 2.2. Фактическая (2001-2007 гг.) и прогнозная добыча газа Газпромом и независимыми производителями в 2010 и 2020 гг.
    Рисунок 2.3. Прогноз добычи газа по регионам (млрд м3)
    Рисунок 2.4. Прогнозы цен на газ в Энергетической стратегии и текущие оценки Газпрома с 2005 по 2010 гг.
    Рисунок 2.5. Изменение НДПИ на природный газ в 2004-2007 гг. (руб.)
    Рисунок 3.1. Добыча газа Газпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.2. Добыча газа Газпромом в Надым-Пур-Тазовском регионе и за его пределами с 2000 по 2007 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.3. График ввода УКПГ и роста добычи газа на Уренгойском месторождении (млрд м3)
    Рисунок 3.4. Добыча газа Уренгойгазпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.5. Переработка газа и конденсата на Западно-Сибирском комбинате комплексной подготовки
    Рисунок 3.6. Производство Уренгойского ГПЗ в 2007 г. (тыс. т)
    Рисунок 3.7. Производство на Сургутском ГПЗ в 2007 г. (тыс. т)
    Рисунок 3.8. Потенциал добычи газа ООО «Газпром добыча Уренгой» с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.9. Процент старых и новых месторождений Уренгойгазпрома с 2007 по 2020 гг.
    Рисунок 3.10. Перспективы изменения устьевых цен ООО «Газпром добыча Уренгой» (в номинальном выражении долл. США за 1 000 куб. м)
    Рисунок 3.11. Добыча газа Надымгазпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.12. Потенциал добычи газа ООО «Газпром добыча Надым» с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.13. Перспективы изменения устьевых цен ООО «Газпром добыча Надым» (долл. США за 1000 куб. м)
    Рисунок 3.14. Состав газа сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения
    Рисунок 3.15. Состав газа Заполярного месторождения
    Рисунок 3.16. Добыча газа Ямбурггаздобычи с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.17. Потенциал добычи газа ООО «Газпром добыча Ямбург» с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.18. Доля старых и новых месторождений ООО «Газпром добыча Ямбург» с 2007 по 2020 гг.
    Рисунок 3.19. Перспективы изменения устьевых цен ООО «Газпром добыча Ямбург» (долл. США за 1 000 куб. м)
    Рисунок 3.20. Добыча газа Ноябрьскгаздобычи с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.21. Потенциал добычи газа ООО «Газпром добыча Ноябрьск» с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.22. Перспективы изменения устьевых цен ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (долл. США за 1 000 куб. м)
    Рисунок 3.23. Бизнес-модель работы Пургаздобычи
    Рисунок 3.24. Потенциал добычи газа Западно-Таркосалинского месторождения с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.25. Модель перехода права собственности на разработку Южно-Русского месторождения с 1993 по 2001 гг.
    Рисунок 3.26. Доли в Севернефтегазпроме, принадлежащие участникам проекта голосующими акциями
    Рисунок 3.27. Бизнес-модель Севернефтегазпрома
    Рисунок 3. 28. Потенциал добычи газа на Южно-Русском месторождении с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.29. Бизнес-модель Ачимгаза от 2007 г.
    Рисунок 3.30. Потенциал добычи газа «Ачимгаза» до 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.31. Бизнес-модель Пургаза
    Рисунок 3.32. Потенциал добычи газа Губкинского месторождения Пургаза с 2002 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.33. Текущее распределение акций «Нортгаза»
    Рисунок 3.34. Добыча газа Нортгаза с 2001 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.35. Потенциал добычи газа на Северо-Уренгойском месторождении с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.36. Состав газа Астраханского месторождения.
    Рисунок 3.37. Добыча газа Астраханьгазпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.38. Технологическая схема Астраханского комбината
    Рисунок 3.39. Переработка газа на Астраханском ГПЗ и производство жидких углеводородов
    Рисунок 3.40. Производственный потенциал ООО «Газпром добыча Астрахань» с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3. 41. Перспективы изменения устьевых цен ООО «Газпром добыча Астрахань» (долл. США за 1 000 куб. м)
    Рисунок 3.42. Состав газа Оренбургского месторождения
    Рисунок 3.43. Добыча газа Оренбурггазпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.44. Технологическая схема Оренбургского газоперерабатывающего завода
    Рисунок 3.45. Потенциал добычи газа Оренбургского месторождения с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.46. Добыча газа Stimul с 2003 по 2007 год (млрд куб. м)
    Рисунок 3.47. Добыча газа Севергазпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.48. Переработка на Сосногорском ГПЗ
    Рисунок 3.49. Потенциал добычи газа с месторождений Севергазпрома с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.50. Потенциал добычи газа Томскгазпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3.51. Потенциал добычи газа Томскгазпрома с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.52. Добыча газа Кубаньгазпрома с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 3. 53. Потенциал добычи газа ООО «Газпромтрансгаз Кубань» с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.54. Перспективы газодобычи предприятий Газпрома в Надым-Пур-Тазовском регионе (100% принадлежит Газпрому) с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.55. Потенциал газодобычи предприятий Газпрома в Надым-Пур-Тазовском регионе (в котором Газпрому принадлежит 50 и более процентов) с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.56. Суммарный потенциал добычи газа предприятий Газпрома в Надым-Пур-Тазовском регионе с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.57. Суммарный потенциал добычи газа предприятий Газпрома за пределами Надым-Пур-Тазовского региона с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.58. Сводный прогноз добычи газа на действующих месторождениях, контролируемых Газпромом (NPTR и не-NPTR) с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.59. Добыча газа Арктикгаз, 2002-2007 гг. (млрд м3)
    Рисунок 3.60. Потенциал добычи газа «Север Энергии» с 2010 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3. 61. Потенциал добычи газа Сибнефтегаза с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 3.62. Сводный прогноз добычи газа действующих месторождений Газпрома по Сценарию 2 (NPTR и не-NPTR) с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 3.63. Доля предприятий, в которых Газпрому принадлежит 50 и более процентов, в общей добыче Газпрома (НПТР и не НПТР) по Сценарию 2 с 2007 по 2020 гг.
    Рисунок 3.64. Сводный прогноз добычи газа действующих месторождений Газпрома по Сценарию 2 (NPTR и не-NPTR) с 2007 по 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 4.1. Структура капитала НОВАТЭКа на 31 декабря 2007 г.
    Рисунок 4.2. Запасы природного газа (млрд куб. м)
    Рисунок 4.3. Добыча газа НОВАТЭКа с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 4.4. Добыча газа на Юрхаровском месторождении (млрд м3)
    Рисунок 4.5. Добыча газа на Восточно-Таркосалинском месторождении (млрд м3)
    Рисунок 4.6. Добыча газа на Ханчейском месторождении (млрд м3)
    Рисунок 4. 7. Производственные показатели Пуровского завода (тыс. тонн)
    Рисунок 4.8. Потенциал добычи газа НОВАТЭКа с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 4.9. Капитальные затраты НОВАТЭКа на геологоразведку с 2008 по 2015 год (млн долл. США)
    Рисунок 4.10. Добыча газа нефтяными компаниями с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 4.11. Регионы добычи газа ЛУКОЙЛ
    Рисунок 4.12. Добыча газа ЛУКОЙЛом в 2000–2007 гг. (млрд м3)
    Рисунок 4.13. Добыча газа Находкинского месторождения с 2004 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 4.14. Добыча газа месторождений Большехетской впадины с 2007 по 2020 гг. (млрд м3)
    Рисунок 4.15. Добыча газа месторождений Северного Каспия в 2009-2020 гг. (млрд м3)
    Рисунок 4.16. Потенциал добычи газа ЛУКОЙЛа в 2007–2020 годах (млрд м3)
    Рисунок 4.17. Регионы добычи газа «Роснефти»
    Рисунок 4.18. Добыча газа Роснефти с 2000 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 4.19. Потенциал добычи газа «Роснефти» с 2007 по 2020 г. (в европейской части России) (млрд м3)
    Рисунок 4.20. Региональная структура добычи газа ТНК-ВР
    Рисунок 4.21. Добыча газа ТНК с 2002 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 4.22. Добыча газа Роспана с 2001 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 4.23. Потенциал добычи газа ТНК с 2007 по 2020 год (европейская часть России) (млрд м3)
    Рисунок 4.24. Добыча газа Сургутнефтегазом с 2001 по 2007 год (млрд м3)
    Рисунок 4.25. Потенциал добычи газа Сургутнефтегаза с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 4.26. Потенциал добычи газа по активам нефтяных компаний и независимых производителей газа (текущие границы ЕСГ) с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 5.1. Запасы газа Бованенковского и Штокмановского месторождений, Обской и Тазовской губ, ачимовской свиты НПТР (тыс.куб.м)
    Рисунок 5.2. Добыча газа на Ямале достигнет 250 млрд куб. м в год по оценке «Газпрома» (млрд м3)
    Рисунок 5. 3. График добычи газа на Бованенковском месторождении с момента его планового ввода в эксплуатацию до 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 5.4. Генеральный график разработки пластов Харасавэйского месторождения (млрд куб. м в год)
    Рисунок 5.5. Этапы лицензирования месторождения Ямал
    Рисунок 5.6. Акционеры «Штокман Девелопмент АГ»
    Рисунок 5.7. Прогноз реализации газа на первой фазе Штокмановского проекта
    Рисунок 5.8. Бизнес-модель первой очереди Штокмановского проекта
    Рисунок 5.9. Модель подводной разработки Штокмановского месторождения
    Рисунок 5.10. Две концепции разработки Штокмановского месторождения (70 млрд куб. м и 95 млрд куб. м)
    Рисунок 5.11. График разработки первой очереди Штокмановского месторождения.
    Рисунок 5.12. Наиболее привлекательные терминалы для доставки СПГ со Штокмана (составляющие затрат включают затраты на доставку, регазификацию и стоимость местного трубопровода в процентах от наилучшего варианта)
    Рисунок 5. 13. Генеральный план разработки месторождений Обской и Тазовской губ (млрд куб. м)
    Рисунок 5.14. Производственный потенциал Восточной Сибири и Дальнего Востока с 2007 по 2020 год (млрд м3)
    Рисунок 5.15. Ресурсная база Ковыктинского и Хандинского лицензионных участков, контролируемых «Русиа Петролеум» (млрд м3)
    Рисунок 5.16. Текущая структура акционеров Русиа Петролеум
    Рисунок 5.17. Потенциальное распределение газа Ковыктинского месторождения по международному ТЭО (млрд м3 в год)
    Рисунок 5.18. Возможные параметры разработки Ковыктинского месторождения
    Рисунок 5.19. График реализации регионального сценария
    Рисунок 5.20. Поставки газа с Ковыктинского месторождения по региональному сценарию (млрд м3)
    Рисунок 5.21. Состав газа Чаяндинского месторождения
    Рисунок 5.22. Возможные варианты добычи газа на Чаяндинском месторождении (млрд м3)
    Рисунок 5.23. Доказанные запасы нефти, газа и конденсата Собинского и Пайгинского месторождений
    Рисунок 5. 24. Возможная годовая добыча газа на Собинском и Пайгинском месторождениях
    Рисунок 5.25. Текущие акционеры проекта «Сахалин-1»
    Рисунок 5.26. Состав газа Одопту-Море
    Рисунок 5.27. Состав газа месторождения Чайво
    Рисунок 5.28. Добыча газа по проекту «Сахалин-1» в 2005-2008 гг. (млрд м3)
    Рисунок 5.29. Инвестиции в проект «Сахалин-1» (млрд долларов США)
    Рисунок 5.30. Потенциальная добыча газа по проекту «Сахалин-1» до 2020 г. (млрд м3)
    Рисунок 5.31. Доли в «Сахалин Энерджи» до переговоров с «Газпромом»
    Рисунок 5.32. Нынешние владельцы «Сахалин Энерджи»
    Рисунок 5.33. Запасы нефти, газа и конденсата месторождений проекта Сахалин-2
    Рисунок 5.34. Пильтун-Астохский газовый состав
    Рисунок 5.35. Состав газа Лунсой
    Рисунок 5.36. Потенциал годовой добычи газа «Сахалин-2» (млрд м3)
    Рисунок 5.37. Потенциал годовой добычи газа «Сахалин-3» (млрд м3)
    Рисунок 5. 38. Прогноз добычи на действующих месторождениях Дальнего Востока (млрд м3)
    Рисунок 6.1. Потребление природного газа в России в 2007 г. по секторам (без транспортного газа)
    Рисунок 6.2. Динамика роста потребления газа и средние цены на газ для промышленности и населения в 2000-2007 гг.
    Рисунок 6.3. Потребность в газе в России в 2008-2020 гг. (млрд м3)
    Рисунок 6.4. Экспорт газа Газпромом из России (млрд м3)
    Рисунок 6.5. Экспорт газа Газпрома в Западную и Центральную Европу в 2007 г. (млрд м3)
    Рисунок 6.6. Экспорт природного газа в страны СНГ и Балтии в 2007 г. (млрд м3)
    Рисунок 6.7. Самостоятельная модель СПГ
    Рисунок 6.8. Прогноз спроса на российский газ на мировом рынке по сценариям в 2010-2020 гг. (млрд м3)
    Рисунок 6.9. Прогноз мирового рынка и внутреннего спроса на российский газ по сценариям в 2008-2020 гг.
    Рисунок 6.10. Прогноз мирового рынка и внутреннего спроса на российский газ, для Европы и Азии для сценария «Белый» (млрд м3)
    Рисунок 6. 11. Прогноз мирового рынка и внутреннего спроса на российский газ, для Европы и Азии для Голубого сценария (млрд м3)
    Рисунок 6.12. Запасы природного газа Казахстана, Туркменистана и Узбекистана (тыс.куб.м)
    Рисунок 7.1. Потенциал роста добычи газа в России (млрд м3)
    Рисунок 7.2. Инвестиции в производственные мощности по регионам (млрд долл. США). Максимальный случай
    Рисунок 7.3. Инвестиции в производство Газпрома и других добывающих компаний (млрд долларов США)
    Рисунок 7.4. Баланс между спросом по Голубому сценарию и производственным потенциалом (млрд м3)
    Рисунок 7.5. Добыча газа в России (млрд м3). Синий сценарий
    Рисунок 7.6. Инвестиции в производственные активы по регионам (млрд долларов США). Синий сценарий
    Рисунок 7.7. Инвестиции в производство Газпрома и других добывающих компаний (млрд долл. США). Синий сценарий
    Рисунок 7.8. Баланс между спросом по Белому сценарию и производственным потенциалом (млрд м3)
    Рисунок 7. 9. Добыча газа в России (млрд м3). Белый сценарий
    Рисунок 7.10. Инвестиции в производственные активы по регионам (млрд долларов США). Белый сценарий
    Рисунок 7.11. Инвестиции в производство Газпрома и других добывающих компаний (млрд долл. США). Белый сценарий

    Таблица 1.1. Краткий список приобретенных или возвращенных активов
    Таблица 1.2. История кредитного рейтинга Газпрома с конца 2003 г. по 2007 г.
    Таблица 1.3. Динамика добычи природного и попутного газа независимыми производителями газа и нефтяными компаниями в России в 2000-2007 гг. (млрд м3)
    Таблица 1.4. Классификация запасов нефти и газа, принятая в России и США
    Таблица 1.5. Распределение запасов природного газа в России по федеральным округам
    Таблица 1.6. Соотношение добычи газа и прироста запасов газа
    Таблица 2.1. Извлекаемые запасы месторождений федеральной категории
    Таблица 2.2. Месторождения газа федеральной категории
    Таблица 2. 2. Месторождения газа федеральной категории (продолжение)
    Таблица 2.3. Полномочия федеральных и региональных органов власти
    Таблица 2.3. Полномочия федеральных и региональных органов власти (продолжение)
    Таблица 2.3. Полномочия федеральных и региональных органов власти (продолжение)
    Таблица 2.4. Сроки использования участков недр
    Таблица 2.5. Аукционы по газовым ресурсам, предложенные на 2008 г.
    Таблица 2.6. Текущие ставки НДПИ
    Таблица 3.1. Базовые месторождения Уренгойгазпрома
    Таблица 3.2. Планируемая добыча газа из новых зон, разрабатываемых ООО «Уренгойгазпром» с 2000 по 2007 г.
    Таблица 3.3. Себестоимость-плюс от Уренгойского месторождения до границы с Беларусью, границы с Украиной, точки входа газопровода «Северный поток», точки входа газопровода «Голубой поток» (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 3.4. Базовые месторождения Надымгазпром
    Таблица 3.5. Базовые месторождения Ямбурггаздобычи
    Таблица 3.6. Планируемая добыча с месторождений «Ямбурггаздобыча»
    Таблица 3.7. Затраты-плюс от Ямбурга до границы с Украиной и точки входа в газопровод «Голубой поток» (номинальная цена в долларах США за 1000 м3)
    Таблица 3.8. Базовые месторождения Ноябрьскгаздобычи
    Таблица 3.9. Добыча газа с месторождений Ноябрьскгаздобычи
    Таблица 3.10. Себестоимость плюс от Южно-Уренгойского месторождения до точки входа в газопровод «Северный поток» и границы с Беларусью (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 3.11. Геологические запасы Северо-Уренгойского месторождения
    Таблица 3.12. Себестоимость плюс от Оренбургского месторождения до границы с Украиной и точки входа в «Голубой поток» (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 3.13. Базовые месторождения Севергазпрома
    Таблица 3.14. Базовые месторождения Энинефтегаза
    Таблица 4.1. Собственная добыча газа группы компаний «Итера» в начале 2000-х гг.
    Таблица 4.2. Запасы «Итеры» в начале 2000-х (млрд м3)
    Таблица 4.3. Структура добывающих и перерабатывающих активов НОВАТЭКа (на начало 2008 г.)
    Таблица 4.4. Базовые месторождения НОВАТЭК
    Таблица 4.5. Владельцы лицензий на основные месторождения НОВАТЭКа
    Таблица 4.6. Капитальные затраты на основные месторождения НОВАТЭКа с 2008 по 2015 год (млн долларов США)
    Таблица 4.6. Капитальные затраты по основным месторождениям с 2008 по 2015 год (млн долларов США) (продолжение)
    Таблица 4.7. Себестоимость плюс от Юрхаровского месторождения до границы с Украиной и Джубги (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 4.8. Базовые месторождения ЛУКОЙЛа (российская классификация)
    Таблица 4.9. Базовые месторождения Роснефти (российская классификация)
    Таблица 4.10. Себестоимость-плюс* от Харампурского месторождения до границы с Украиной и Джубги (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 4. 11. Основные поля Роспан (российская классификация)
    Таблица 4.12. Себестоимость плюс от Восточно-Уренгойского месторождения до границы с Украиной и Джубги (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 4.13. Основные месторождения Сургутнефтегаза
    Таблица 5.1. Производственный потенциал основных групп месторождений Ямала
    Таблица 5.2. Запасы газа Бованенковского месторождения (млрд м3)
    Таблица 5.3. Состав природного газа Бованенковского месторождения
    Таблица 5.4. Себестоимость плюс от Бованенковского месторождения до точки входа в газопровод «Северный поток» и границы с Беларусью (номинальная цена в долларах США за 1000 куб. м)
    Таблица 5.5. Запасы газа Харасавэйского месторождения (млрд м3)
    Таблица 5.6. SWOT-анализ проекта разработки Бованенковского и Харасавэйского месторождений
    Таблица 5.7. Месторождения Ямала включены в перечень нелицензионных стратегических месторождений.
    Таблица 5. 8. Ресурсная база участков Ямала, подлежащих лицензированию в будущем, в разрезе Группы
    Таблица 5.9. Затраты-плюс от Штокмана до наливного рукава завода по сжижению газа и точки входа в трубопровод Nord Stream (номинальная цена в долларах США за 1000 кубических метров)
    Таблица 5.10. SWOT-анализ Штокмановского проекта
    Таблица 5.11. Запасы месторождений Обской и Тазовской губ
    Таблица 5.12. Затраты-плюс от месторождений Обской и Тазовской губ до границы с Украиной и Джубги (номинальная цена за 1000 м3)
    Таблица 5. 13. Общая характеристика Ковыктинского месторождения
    Таблица 5.14. Состав газа Ковыктинского месторождения
    Таблица 5.15. Себестоимость плюс от Ковыктинского месторождения до границ Украины и Китая (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 5.16. Себестоимость плюс от Сахалина-1 до границы с Китаем (номинальная цена за 1000 куб. м)
    Таблица 5.17. Себестоимость плюс от Сахалина-2 до наливного рукава завода по сжижению газа (номинальная цена за 1000 м3)
    Таблица 5. 18. Себестоимость плюс от Сахалина-3 до границы с Китаем (номинальная цена за 1000 м3)
    Таблица 6.1. Единая система газоснабжения в 2007 году

    Карта 1.1. Основные нефтегазоносные провинции России и федеральные округа
    Карта 3.1. Система транспортировки газа производства ООО «Газпром добыча Уренгой».
    Карта 3.2. Месторождения, лицензии на которые принадлежат «Надымгазпрому» и прилегающая газотранспортная инфраструктура.
    Карта 3.3. Месторождения, лицензии на которые принадлежат «Ямбурггаздобыче», и прилегающая газотранспортная инфраструктура
    Карта 3.4. Месторождения с лицензиями Ноябрьскгаздобычи и прилегающая газотранспортная инфраструктура
    Карта 3.5. Газотранспортная инфраструктура для поставок газа с Южно-Русского месторождения
    Карта 3.6. Трасса газопровода Nord Stream
    Карта 3.7. Астраханское месторождение и направления транспортировки газа
    Карта 3. 8. Маршруты транспортировки газа, добываемого Оренбурггазпромом
    Карта 3.9. Система транспортировки газа с месторождений Томскгазпрома
    Карта 3.10. Газовые месторождения Энинефтегаза и Сибнефтегаза
    Карта 4.1. Месторождения НОВАТЭКа
    Карта 4.2. Система транспортировки газа с месторождений НОВАТЭКа
    Карта 4.3. Поставки газа НОВАТЭКа в основные промышленные регионы
    Карта 4.4. Запасы газа ЛУКОЙЛа
    Карта 4.5. Месторождения ЛУКОЙЛа в Западной Сибири
    Карта 4.6. Каспийские месторождения ЛУКОЙЛа
    Карта 4.7. Модель транспортировки газа и конденсата с месторождений Большехетской впадины
    Карта 4.8. Месторождения Роснефти в России
    Карта 4.9. Харампурское месторождение с возможными направлениями транспортировки газа
    Карта 4.10. Месторождения ТНК в России
    Карта 4.11. Месторождения Сургутнефтегаза в Западной Сибири
    Карта 5.1. Газовые месторождения полуострова Ямал
    Карта 5. 2. Строящаяся железная дорога Обская-Бованенково
    Карта 5.3. Основные и дополнительные маршруты транспортировки газа с месторождений Ямала
    Карта 5.4. Участки Видяево и Териберка
    Карта 5.5. Модель трубопроводного транспорта газа Штокмановского месторождения
    Карта 5.6. Месторождения Обской и Тазовской губ
    Карта 5.7. Транспортировка газа с месторождений Обской и Тазовской губ
    Карта 5.8. Ковыктинское газоконденсатное месторождение
    Карта 5.9. Чаяндинское месторождение
    Карта 5.10. Юрубчено-Тахомское месторождение
    Карта 5.11. Собинская и Пайгинская группа месторождений
    Карта 5.12. Проект Сахалин-1
    Карта 5.13. Инфраструктура проекта «Сахалин-2»
    Карта 6.1.Проект Транскаспийского газопровода
    Карта 6.2. Газопровод Средняя Азия-Центр
    Карта 6.3. газопровод Южный поток
    Карта 6.4. Планы развития транспортных маршрутов Восточной Сибири и Дальнего Востока

    .

    Оставить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован.