3.3 КРАТКИЙ ОБЗОР ПРОИЗВОДСТВА ПО РЕГИОНАМ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ

Западная Сибирь — основной регион добычи нефти Компании. В 2015 г. на долю западно-сибирских активов приходилось 62 % добычи нефти Компании. Главные добывающие активы Компании в Западной Сибири — ООО «РН-Юганскнефтегаз», (31 % от общей добычи Компании), АО «Самотлорнефегаз» (10 % от общей добычи Компании) в Ханты-Мансийском автономном округе и ООО «РН-Уватнефтегаз» (5 % от общей добычи Компании) на юге Тюменской области.

Также Западная Сибирь является крупнейшим регионом добычи газа. Объем добычи газа Компанией вырос на 5,0 %, или 2,1 млрд куб. м и составил 44,5 млрд куб. м в 2015 г.

OOO «РН-Юганскнефтегаз»

ООО «РН-Юганскнефтегаз» ведет деятельность на 32 лицензионных участках (недропользователь ОАО «НК «Роснефть»). Основная часть доказанных запасов (84 %) сосредоточена на Приобском, Мамонтовском, Малобалыкском и Приразломном месторождениях.

В 2015 г. добыча углеводородов превысила 66 млн т н.э. При этом добыча нефти составила около 62,4 млн т.

Поддержание добычи осуществляется за счет наращивания эксплуатационного бурения, а также проведения дополнительных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В 2015 г. был поставлен новый исторический рекорд по объемам проходки в эксплуатационном бурении — было пробурено более 3,5 млн метров горных пород. Рост составил 59 % по сравнению с 2014 г. При этом была введена 901 новая скважина для увеличения добычи (+23% к показателю 2014 г.).

Среднесуточная добыча нефти Общества с февраля 2015 г. стабилизировалась: итоговый темп падения среднесуточной добычи нефти сократился с 4,3 % в 2014 г. до 0,9 % в 2015 г.

Стратегическая задача Компании — дальнейшая стабилизация добычи предприятия с последующим ростом в среднесрочной перспективе.

АО «Самотлорнефтегаз»

АО «Самотлорнефтегаз» ведет деятельность на 10 (9 — как недропользователь) лицензионных участках. Основная часть доказанных запасов (более 97 %) сосредоточена на Самотлорском месторождении, одном из крупнейших в мире (пик добычи Самотлора в середине 80‑х гг.
XX века — 150 млн т в год).

В 2015 г. добыча углеводородов превысила 25,7 млн т н.э. При этом добыча нефти составила около 21 млн т. Основными задачами по поддержанию добычи месторождения являются применение новейших технологий и ввод в освоение новых неразработанных запасов.

В декабре 2015 г. в АО «Самотлорнефтегаз» на Самотлорском лицензионном участке реализованы опытно-промышленные работы по бурению новой горизонтальной скважины с проведением 20 стадий МГРП. Бурение скважины составило 23 суток. Работы по проведению гидравлического разрыва пласта с разрывных муфт и манжетного пакера МГРП выполнялось Обществом Группы «Роснефть». Скважина доказала свою эффективность — ее дебит по нефти более чем в 3 раза выше среднего запускного дебита новых скважин «Самотлорнефтегаза» в 2015 г. и более чем в 2 раза больше близлежащих скважин на данном участке. Дальнейшая перспектива работ позволит выполнить бурение краевых зон пласта, где сосредоточены значительные не вовлеченные в разработку запасы нефти.

В АО «Самотлорнефтегаз» были проведены опытно-промышленные испытания технологии по активации муфт ГРП растворимыми шарами на скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). Новая технология позволяет значительно сократить сроки освоения каждой скважины: с 18 до 7–8 суток.

За счет применения технологии растворимых шаров совместно с полной продавкой проппанта в пласт, исключен этап разбуривания портов при проведении освоения. После применения новой технологии экспериментальная скважина на Самотлорском месторождении вышла на режим в течение суток, обеспечив дебит 105 куб. м/сут., при обводненности в пределах 10 %.

ООО «РН-Уватнефтегаз»

ООО «РН-Уватнефтегаз» ведет деятельность на 16 (13 — как недропользователь) лицензионных участках. Основная часть доказанных запасов (более 80 %) на текущий момент сосредоточена на Усть-Тегусском и Урненском месторождениях, которые разрабатываются в составе Восточного центра освоения.

В 2015 г. добыча нефти составила более 11 млн т, что на 10,8 % превышает уровень 2014 г.
В рамках реализации программы по созданию Восточного центра освоения на юге Тюменской области, «РН-Уватнефтегаз» в 2015 г. ввел в эксплуатацию 3 новых месторождения — Протозановское, Южно-Гавриковское и месторождение им. Малыка, а также приступил к эксплуатационному бурению на Западно-Эпасском месторождении. Ожидается, что добыча нефти на этом месторождении начнется в начале 2016 г.

Для проведения буровых работ была осуществлена транспортная операция по перевозке тяжелой буровой установки эшелонного типа на Западно-Эпасское месторождение. Транспортировка осуществлялась в сложных условиях болотистой местности Уватского района в короткий летний период и заняла 35 суток.

В 2015 г. ООО «РН-Уватнефтегаз» продолжило традицию постоянного повышения эффективности работ. Обществом было достигнуто несколько рекордных показателей. Так, в
III квартале 2015 г. был установлен новый рекорд по бурению на материковой части территории России — на Западно-Эпасском месторождении за сутки буровой бригадой на скважине №4051 было пройдено 1690 метров; во II квартале 2015 г. был обновлен рекорд по коммерческой скорости бурения Компании на суше — скважина № 2948 пробурена всего за
7,5 суток, что более чем на 10 % опережает наилучшие значения 2014 г.

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ

В Восточной Сибири находятся крупные добывающие активы Компании. В 2015 г. достигнуты рекордные уровни добычи Ванкорского и Верхнечонского месторождений, суммарно свыше
30 млн т. Регион обеспечит основной рост добычи Компании в среднесрочной перспективе за счет разработки новых месторождений Ванкорского кластера, Юрубчено-Тохомского, Среднеботуобинского и Куюмбинского месторождений.

Добыча газа в регионе в 2015 г. выросла на 62,5 %, или 3,4 млрд куб. м и составила 8,9 млрд куб. м. Основной рост добычи газа в объеме 3,4 млрд куб. м был обеспечен на Ванкорском месторождении в результате увеличения добычи и повышения уровня полезного использования попутного нефтяного газа до 88 % (уровень 2014 г. — 61 %) в связи с запуском объектов подготовки и транспортировки газа в ЕСГ ПАО «Газпром» в апреле 2014 г.

АО «Ванкорнефть»

АО «Ванкорнефть» разрабатывает Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение, крупнейшее из открытых за последние 20 лет.

В 2015 г. производство углеводородов на Ванкорском месторождении превысило 29 млн т н.э. Добыча нефти составила более 22 млн т.

110-миллионная тонна нефти добыта в 2015 г. с ввода в промышленную эксплуатацию Ванкорского месторождения в 2009 г.

В 2015 г. Компания продолжила работу по повышению эффективности добычи на месторождении. Так, в 2015 г. была введена в эксплуатацию многозабойная горизонтальная скважина с 10 стволами, дебит которой составил 310 т/сут. Данный показатель в 2 раза превышает продуктивность расположенных в непосредственной близости горизонтальных скважин. Всего на Ванкоре введены 4 многозабойные скважины. Общая суммарная длина горизонтальных участков составила 1 994 м, при общей протяженности всего ствола в 4 450 м. Применение новой технологии способствует повышению эффективности добычи и выработки дополнительных запасов нефти и газа в зонах с сравнительно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Бурение многозабойных скважин имеет значительные перспективы внедрения как непосредственно на Ванкорском месторождении, так и при освоении других месторождени Ванкорского кластера (Сузунского, Тагульского и Лодочного). Все это позволит увеличить коэффициент извлечения нефти и эффективность реализации проектов в целом.

ПАО «Верхнечонскнефтегаз»

ПАО «Верхнечонскнефтегаз» занимается разведкой и разработкой Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, второго крупнейшего месторождения в Восточной Сибири, расположенного в Иркутской области.

В 2015 г. добыча нефти составила более 8,6 млн т, что на 5,4 % превышает уровень 2014 г. Рост добычи обеспечен реализацией программы эксплуатационного бурения и интенсификацией добычи на базовом фонде.

В 2015 г. Компания достигла исторического максимума суточной добычи на Верхнечонском месторождении на уровне
23,7 тыс. т/сут. за счет оптимизации инфраструктуры.

Достижение таких показателей стало возможным благодаря эффективной реализации комплекса геолого-технических мероприятий, программе оптимизации цикла бурения, строительству новых скважин, управлению заводнением и оптимизации режимов работы скважин. Реализация программы по проведению гидроразрыва пласта на базовом фонде позволила увеличить коэффициент продуктивности скважин. Существенный вклад в увеличение добычи также внесло развитие наземной инфраструктуры месторождения. Так, реконструкция установки по подготовке нефти позволила повысить ее пропускную способность на 25 % от проектной мощности, а ввод в эксплуатацию нефтепровода — значительно увеличить объемы перекачки продукции.

ПАО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» («Востсибнефтегаз»)

ПАО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» («Востсибнефтегаз») реализует проект по освоению расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения, расположенного в Эвенкийском районе Красноярского края. Планы разработки месторождения предусматривают выход на полку добычи на уровне 5 млн т в год.

По итогам испытания 8 добывающих горизонтальных скважин в 2015 г. получены фонтанирующие притоки нефти дебитом от 164 до 517 тонн в сутки.

ОАО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

2 - миллионная тонна нефти добыта 02.12.2015 на Среднеботуобинском месторождении с начала ввода в эксплуатацию в октябре 2013 г.

ОАО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» разрабатывает Среднеботуобинское месторождение, расположенное в Мирнинском районе Республики Саха (Якутия).

Планы разработки месторождения предусматривают выход на полку добычи на уровне 5 млн т в г. В 2015 г. добыча нефти и газового конденсата составила 921 тыс. т.

ВОЛГО-УРАЛЬСКИЙ РЕГИОН

Волго-Уральский регион — один из исторических центров добычи НК «Роснефть» на территории Российской Федерации, добыча на отдельных месторождениях ведется около 80 лет. В 2015 г. суммарная добыча Компании в регионе составила 33,4 млн т, или 16 % от общей добычи ОАО «НК «Роснефть».

Добыча газа в регионе в 2015 г. составила 3,2 млрд куб. м и осталась примерно на уровне 2014 г. Основной объем добычи газа обеспечивается на месторождениях
ОАО «Оренбургнефть» и ОАО «Самаранефтегаз».

АО «Самаранефтегаз»

АО «Самаранефтегаз» ведет деятельность на 161 (160 — как недропользователь) лицензионном участке. Около половины всех доказанных запасов сосредоточено на
10 крупнейших месторождениях, среди них Мухановское, Кулешовское, Бариновско-Лебяжинское, Михайловско-Коханское, Неклюдовское и др.

В 2015 г. добыча углеводородов составила около 12,5 млн т н.э. При этом добыча жидких углеводородов увеличилась на 5,3 % и составила 12,1 млн т. Прирост добычи был обеспечен за счет увеличения ввода новых скважин, а также проведения комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ). В 2015 г. объем проходки в эксплуатационном бурении составил более 340 тыс. м горных пород, что в 1,5 раза превысило показатели 2014 г. Ввод новых скважин превысил на 39 % показатели 2014 г. при сохранении пусковых дебитов нефти на уровне прошлого года. В рамках программы ГТМ проводились гидроразрывы пласта (ГРП), зарезка боковых стволов, вывод скважин из бездействия и перевод скважин на вышележащие горизонты. Максимальный эффект от ГТМ получен на Южно-Орловском, Садовом, Западно-Коммунарском, Никольско-Спиридоновском, Мухановском, Северо-Максимовском месторождениях.

В рамках реализации целевой газовой программы на Горбатовском месторождении запущена в эксплуатацию газокомпрессорная станция с проектной производительностью
72,5 млн м куб. в г., проведена реконструкция газопроводов на Южно-Орловском и Екатериновском месторождениях, а также начато строительство трех газокомпрессорных станций на Козловском, Сологаевском и Яблоневском месторождениях.

ПАО «Оренбургнефть»

ПАО «Оренбургнефть» ведет деятельность на 125 (90 — как недропользователь) лицензионных участках. Более половины всех доказанных запасов сосредоточено на 7 крупнейших месторождениях, среди них Росташинское, Сорочинско-Никольское, Гаршинское, Покровское и др.

В 2015 г. добыча углеводородов превысила 20,4 млн т н.э. При этом добыча жидких углеводородов составила около 18,1 млн т. Целевыми задачами по поддержанию добычи на месторождениях Общества являются применение комплекса современных геолого-технологических мероприятий (таких как ГРП, ЗБС, вывод скважин из бездействия и т. д.), а также оптимизация режимов работы скважин и системы поддержания пластового давления.

Дальний восток (суша)

ООО «РН -Сахалинморнефтегаз»

ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» ведет деятельность на 29 (недропользователь ОАО «НК «Роснефть») лицензионных участках на суше острова Сахалин, на котором разведка и добыча нефти началась с конца XIX века, и 3 участках (недропользователь ОАО «НК «Роснефть») на шельфе Охотского моря.

Основная часть доказанных запасов ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (около 80 %) сосредоточена на 5 месторождениях: Одопту-море, Катангли, Монги, им. Р. С. Мирзоева, Набиль. В 2015 г. добыча углеводородов составила около 1,5 млн т н.э. При этом добыча нефти и газового конденсата составила около 1,2 млн т.

Краснодарский край

ООО «РН -Краснодарнефтегаз»

ООО «РН-Краснодарнефтегаз» ведет деятельность на 31 (недропользователь ОАО «НК «Роснефть») лицензионном участке в Краснодарском крае, старейшем центре нефтедобычи на Европейской части Российской Федерации.

Основная часть доказанных запасов ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (80 %) сосредоточена на Анастасиевско-Троицком месторождении.

В 2015 г. добыча углеводородов составила около 3,1 млн т н.э. Добыча нефти и газового конденсата составила около 0,9 млн т.

Реализация программы по повышению рационального использования ПНГ

Результатом реализации газовой программы в 2015 г. стало достижение уровня использования ПНГ до 87,9 % (+7,0 процентных пунктов к 2014 г.). В 2015 г. осуществлен запуск 20 объектов по использованию ПНГ. Основными проектами программы 2015 г. являются проекты строительства и реконструкции следующих объектов наземной инфраструктуры:

• Компрессорные станции для компримирования газа концевых ступеней сепарации — компрессорная станция низких ступеней Горбатовского месторождения АО «Самаранефтегаз», компрессорная станция низких ступеней ДНС 5 Малобалыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», компрессорная станция Усть-Харампурского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз», компрессорные станции Узунского и Западно-Усть-Балыкского месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;
• Объекты энергогенерации — ГПЭС 10,78 МВт Западно-Асомкинского месторождения, ГПЭС 14,3 МВт Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», электростанции собственных нужд (ЭСН 3) Верхнечонского месторождения ПАО «Верхнечонскнефтегаз»;
• Объекты газотранспортной инфраструктуры (газопроводы) АО «Самаранефтегаз», ООО «РН-Ставропольнефтегаз», ПАО «Оренбургнефть».

Основные активы добычи ПНГ в 2015 г.