Роснефть сообщила о запуске 14 новых объектов газовой инфраструктуры на месторождениях в Ямало-Ненецком автономном округе и Тюменской области. В компании это связывают с ростом полезного использования попутного нефтяного газа и меньшими потерями сырья на добывающих активах.
По итогам 2025 года уровень использования ПНГ на зрелых активах компании дошёл до 92,2%. На отдельных объектах он уже вплотную подошёл к 95%. Для нефтяников это не только вопрос экономики. Факельное сжигание попутного газа давно остаётся одной из самых заметных претензий к отрасли.
В 2025 году Роснефть направила на проекты по вовлечению ПНГ в переработку 52,9 млрд рублей. Деньги пошли на трубопроводы, компрессорные мощности и новые технологии подготовки газа. Всё это нужно, чтобы довести сырьё до нужного состояния без лишних потерь по дороге. На севере именно такая инфраструктура часто решает, останется газ в обороте или уйдёт в факел.
Из новых объектов компания отдельно выделяет дожимную компрессорную станцию на Северо-Комсомольском месторождении. После запуска туда удалось дополнительно вовлечь около 700 млн кубометров газа, а к концу 2025 года уровень использования ПНГ на этом предприятии поднялся до 95%. Ещё один проект связан с Русским месторождением: первая очередь котельной мощностью 232 МВт помогает в подготовке нефти и нагреве рабочего агента для системы поддержания пластового давления.
Есть и работы по связке добычи с переработкой. Роснефть строит газопроводы, чтобы поставлять сырьё с активов «Самаранефтегаза» на собственные газоперерабатывающие предприятия. Так можно и загрузку мощностей поднять, и увеличить объёмы использования ПНГ. С факелом такой схемы не сравнить: переработка даёт компании куда больше свободы.
Российские нефтяные компании уже много лет живут под давлением нормы по полезному использованию попутного газа. Для зрелых месторождений ориентир в 95% стал почти стандартом, но до него отрасль шла не один год. На севере и в Западной Сибири это означало не одну магистраль, а целую сеть компрессорных станций, трубопроводов и установок подготовки.
И каждый дополнительный процент здесь обходится недёшево. У Роснефти это видно по сумме вложений: 52,9 млрд рублей только на газовую программу за 2025 год. У других российских нефтекомпаний похожие расходы чаще растворяются внутри более широкой модернизации добычи, поэтому отдельный акцент на ПНГ в публичной повестке встречается не так часто.
Есть и вполне прикладная причина. Газ, который удаётся собрать и отправить в переработку, закрывает сразу несколько задач: снижает экологическую нагрузку, добавляет сырьё в перерабатывающую цепочку и уменьшает зависимость от внешней инфраструктуры. На удалённых месторождениях это особенно заметно — быстро вывести лишний объём газа на рынок там обычно просто некуда.
У Роснефти в этом же ряду стоит и эксперимент с улавливанием и хранением углекислого газа. В 2026 году компания собирается начать первые полевые испытания по закачке CO₂ на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири. Если испытания пойдут удачно, у нефтекомпании появится ещё один рабочий инструмент для снижения выбросов, а разговор о «зелёной» модернизации добычи перестанет крутиться только вокруг ПНГ.
Пока же для компании главный ориентир довольно конкретный: удержать уровень использования попутного газа на зрелых активах выше 92% и дотянуть отдельные площадки до 95%. Без новых объектов сделать это уже трудно, так что запуск 14 мощностей выглядит не разовой историей, а частью более длинной программы, которая, похоже, продолжится и в следующем инвестиционном цикле.