Западная Сибирь

Западная Сибирь – основной регион добычи нефти Компании. В 2017 году на долю западносибирских активов приходилось 58 % добычи нефти и газового конденсата Компании. Главные добывающие активы Компании в Западной Сибири – ООО «РН-Юганскнефтегаз» (30 % от общей добычи нефти и газового конденсата ПАО «НК «Роснефть»), АО «Самотлорнефегаз» (9 % от общей добычи «Роснефти») в ХМАО – Югре и ООО «РН-Уватнефтегаз» (4 % от общей добычи «Роснефти») на юге Тюменской области.

Компания расширяет свое присутствие в регионе. В апреле была приобретена 100 %-я доля в проекте «Конданефть», в рамках которого ведется разработка четырех лицензионных участков, а в июле выигран аукцион по Эргинскому лицензионному участку. Указанные лицензионные участки ХМАО – Югры имеют значительные запасы углеводородов и находятся вблизи Приобского месторождения – уникального по запасам месторождения Компании с развитой инфраструктурой. Интегральный подход к разработке Кондинской группы месторождений и Эргинского участка позволит обеспечить высокую синергию и ускоренное освоение их ресурсного потенциала с учетом уже созданной инфраструктуры.

Также Западная Сибирь является крупнейшим регионом добычи газа. Объем добычи газа Компанией вырос на 2,1 % и составил 48,5 млрд куб. м в 2017 году.

OOO «РН-Юганскнефтегаз»

ООО «РН-Юганскнефтегаз» ведет деятельность на 34 лицензионных участках (недропользователь – ПАО «НК «Роснефть»). Основная часть доказанных запасов (80 %) сосредоточена на Приобском, Мамонтовском, Малобалыкском и Приразломном месторождениях. 2017 год стал для ООО «РН-Юганскнефтегаз» по-настоящему знаковым и рекордным.

В 2017 году ООО «РН-Юганскнефтегаз» продемонстрировало опережающий рост добычи нефти: в декабре достигнут рекорд уровня среднесуточной добычи нефти и газового конденсата за последние 30 лет – 191 тыс. т/сут, что выше уровня декабря 2016 года на 10 %. Годовой уровень добычи вырос на 4,5 % относительно 2016 года и составил более 66,5 млн т.

За счет применения высокотехнологичных решений и успешного освоения новых лицензионных участков в 2017 году среднегодовой дебит нефти новых скважин вырос на 10 % относительно 2016 года.



>66,5 млн т годовой уровень добычи в 2017 году

Такие показатели стали возможными благодаря опережающим темпам бурения, строительства и ввода новых скважин, в том числе горизонтальных, реализации комплекса эффективных геолого-технических мероприятий, а также применению передовых технологий.

Рекордные достижения «Юганскнефтегаз»

Рекордная месячная проходка в бурении – 606 439 м (по итогам августа 2017 года). Это максимальный показатель по проходке на территории одного объединения за всю историю российского и советского бурения.

Рекордный показатель за всю историю развития предприятия по вводу новых скважин из эксплуатационного бурения – 1,7 тыс. скважин.

По итогам августа 2017 года в ООО «РН-Юганскнефтегаз» достигнута абсолютная рекордная месячная проходка в бурении – 606 439 м. Это максимальный показатель по проходке в месяц на территории одного объединения за всю историю российского и советского бурения.

В 2017 году в ООО «РН-Юганскнефтегаз» обеспечены рекордные показатели за всю историю развития предприятия по вводу новых скважин из эксплуатационного бурения на уровне 1,7 тыс. скважин (предыдущие рекорды были отмечены в 2016 и 1986 годах – 1,4 тыс. и 1,3 тыс. скважин соответственно). Рекордные объемы проходки и ввода новых скважин были обеспечены значительными объемами капитального строительства промысловой инфраструктуры на большинстве производственных площадок Общества, удаленных друг от друга на расстояние до 300 км, начиная от самого западного участка Приобского месторождения до самого крайнего участка деятельности Компании на юго-востоке Киняминского месторождения. В 2017 году бурение осуществлялось на 72 % месторождений Общества, включая зрелые месторождения, такие как Усть-Балыкское и Правдинское. В июле 2017 года на Чупальском лицензионном участке введено в эксплуатацию новое месторождение – Кузоваткинское – с добычей 0,4 млн т в годовом исчислении.

Применение высокотехнологичных решений в строительстве и освоении новых эксплуатационных скважин, таких как геонавигация в режиме реального времени, проведение геомеханического моделирования и освоение горизонтальных скважин с МГРП на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» обеспечило рост добычи от ВНС. Количество введенных новых горизонтальных скважин с применением МГРП в 2017 году превысило 200 единиц. Доля горизонтальных скважин с 8–10-стадийным МГРП достигла 42 % против 3 % в 2016 году.

В 2017 году в ООО «РН-Юганскнефтегаз» введено семь скважин с увеличенной длиной горизонтальной секции (свыше 1,5 тыс. м), в том числе рекордная в истории Общества скважина с длиной горизонтального ствола 2 075 м и 10 стадиями ГРП. Пусковой дебит данной скважины составил 425 т/сут, что более чем в два раза превышает результаты скважин с обычной длиной горизонтальной секции (1 тыс. м).

Отдельно стоит отметить рост добычи на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» из залежей тюменской свиты, имеющих сложное геологическое строение, до 12 тыс. т/сут (+35 % к 2016 году) за счет реализации Программы исследовательских работ, испытаний с последующим эффективным бурением и эксплуатацией фонда на 15 месторождениях предприятия.

Повышение нефтеотдачи и интенсификация добычи на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» осуществлялись за счет активной реализации значительной программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) на действующем и бездействующем фонде.

В 2017 году в ООО «РН-Юганскнефтегаз» выполнено около 400 зарезок боковых стволов (ЗБС), в том числе с горизонтальным закачиванием (ЗБГС) более 200 мероприятий. На зрелых месторождениях активно реализуется Программа по внедрению ЗБГС, например, по ряду месторождений, таких как Мамонтовское и Южно-Балыкское, получаемые запускные дебиты превышают 200–300 т/сут по отдельным скважинам. Кроме того, на низкопроницаемых залежах внедряются ЗБГС с проведением МГРП. Реализованная в 2017 году Программа ЗБС является самой масштабной за всю историю Общества, а достигнутая эффективность на одну скважину – максимальной за последние пять лет. Высокая эффективность реализованных программ по ЗБС в 2017 году позволила Обществу существенно перевыполнить плановые показатели.

Стратегическая задача Компании – обеспечение стабильной добычи ООО «РН-Юганскнефтегаз» с последующим ростом в среднесрочной перспективе.

АО «Самотлорнефтегаз»

АО «Самотлорнефтегаз» ведет деятельность на 11 (10 – как недропользователь) лицензионных участках. В 2017 году добыча углеводородов составила 24,3 млн т н. э., при этом добыча ЖУВ превысила 19,5 млн т (информация о добыче приведена с учетом данных по АО «Корпорация Югранефть»).

Основная часть доказанных запасов АО «Самотлорнефтегаз» (более 98 %) сосредоточена на Самотлорском месторождении, одном из крупнейших в мире. Промышленная добыча на Самотлорском месторождении ведется с 1969 года, пиковая добыча нефти на месторождении превышала 150 млн т в год в 1980-е годы.

В связи с естественным истощением остаточных запасов и высоким содержанием воды в добываемой продукции текущая добыча нефти на месторождении сопровождается вынужденной добычей больших объемов воды. На каждую тонну добытой нефти извлекается около 24 т попутной воды. В 2017 году средняя обводненность поднимаемой на поверхность продукции составила 96,0 %.

В 2017 году в АО «Самотлорнефтегаз» завершено строительство трех скважин с уникальной для Самотлорского месторождения траекторией, позволившей при глубине пласта около 1,7 тыс. м провести горизонтальные стволы длиной до 1,5 тыс. м на удалении 2,4 тыс. м и более от устья. Такие сложные скважины неосвоенных краевых зон были впервые построены с помощью российского стационарного бурового станка, оснащенного верхним силовым приводом и роторной управляемой системой для бурения горизонтального участка. Средняя длина скважин составила 4 740 м, а средний пусковой дебит – 139 т/сут. Опробованная технология позволит существенно увеличить охват труднодоступных краевых участков месторождения, а также тех районов, где невозможно строительство наземной инфраструктуры.

В связи с высокой долей затрат, направленных на поддержание действующего фонда скважин и инфраструктуры для подготовки и перекачки продукции с большим содержанием воды, поддержание добычи нефти АО «Самотлорнефтегаз» на текущем уровне требует дополнительных мер фискального стимулирования.

По Самотлорскому месторождению в течение 2016–2017 годов Компания выработала согласованное с Правительством Российской Федерации Решение, в соответствии с которым введены инвестиционные стимулы, направленные на увеличение эффективности разработки месторождения.

В соответствии с Федеральным законом от 27 ноября 2017 года № 335-ФЗ «О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации» с 1 января 2018 года к Самотлорскому месторождению Компании применимы инвестиционные стимулы в форме ежегодного снижения НДПИ в размере 35 млрд руб. сроком на 10 лет.

Совет директоров закрепил обязательства Компании пробурить в течение 2018–2027 годов более 2,4 тыс. скважин, которые обеспечат дополнительную добычу нефти в объеме более 50 млн т. Введение указанных мер налогового симулирования позволит в полной мере раскрыть ресурсный потенциал Самотлорского месторождения, активизировав на нем работу, что также будет способствовать созданию новых рабочих мест в регионе.

ООО «РН-Уватнефтегаз»

Основная часть доказанных запасов (около 70 %) на текущий момент сосредоточена на Усть-Тегусском, Западно-Эпасском и Урненском месторождениях, которые разрабатываются в составе Восточного центра освоения.

ООО «РН-Уватнефтегаз» ведет деятельность на 20 (19 – как недропользователь) лицензионных участках на территории Тюменской и Омской областей, а также ХМАО – Югры.

В 2017 году добыча углеводородов составила 9,8 млн т н. э., добыча жидких углеводородов составила 9,6 млн т. Необходимо отметить, что с 2004 по 2016 год ежегодная добыча нефти на месторождениях Уватского проекта выросла практически в 10 раз, с 1,2 млн т до 11,6 млн т. Некоторое снижение в 2017 году связано с ограничением добычи по активу в рамках выполнения Соглашения с ОПЕК+.

Несмотря на внешние ограничения в Обществе продолжается работа по использованию высокотехнологичных решений в бурении и строительстве скважин, а также реализации комплекса эффективных геолого-технических мероприятий.

ООО «РН-Уватнефтегаз» в 2017 году начало промышленную эксплуатацию трех новых месторождений – Северо-Тямкинского, Косухинского и Северо-Тамаргинского с извлекаемыми запасами нефти по категории АВ1С1 + В2С2 на 1 января 2018 года около 54 млн т. Таким образом, общее число месторождений Уватского проекта, на которых осуществляется промышленная добыча нефти, выросло до 14. Запасы этих месторождений относятся к ТРИЗ – для их добычи необходимы современные технологии бурения и вскрытия пласта. Например, разработка Косухинского месторождения ведется с применением горизонтальных скважин с МГРП, что позволяет увеличить продуктивность по сравнению с наклонно-направленными скважинами с ГРП. По итогам 2017 года более 60 % объемов добычи Уватского проекта обеспечено месторождениями трудноизвлекаемых запасов.

Уватский проект «РН-Уватнефтегаз»