Результаты деятельности

Кластер на базе Северо-Даниловского месторождения

Компания продолжает выполнение работ по реализации проекта по разработке Даниловского нефтегазодобывающего кластера (состоящего из четырех месторождений: Северо-Даниловского, Южно-Даниловского, Верхнеичерского и им. Н. Н. Лисовского). Компактное расположение, а также близость Верхнечонского месторождения позволит получить значимый синергетический эффект в результате совместного использования наземной инфраструктуры.

В рамках подготовки к запуску Северо-Даниловского месторождения ведется масштабное строительство кустовых площадок, внутрипромысловых автодорог, инженерная подготовка строительства производственных объектов. Обустройство месторождения включает в себя бурение 95 скважин на десяти кустовых площадках, систему поддержания пластового давления и другие первоочередные объекты инфраструктуры. Начато строительство нефтепровода протяженностью 93 км, который соединит Северо-Даниловское месторождение с Верхнечонским для отправки сырья на объекты подготовки нефти, а затем в систему магистральных нефтепроводов.

ВЧНГ

Разработка Русского месторождения

Разработка Русского месторождения Добыча жидких углеводородов на месторождении за 2019 год
0,8 в 3 раза больше млн т

В рамках разработки Русского месторождения в 2019 году завершена бурением 81 горизонтальная скважина, в том числе 23 многозабойных и многоствольных. Всего на месторождении пробурено 279 скважин, в том числе 49 многозабойных. В рамках программы опытно-промысловых работ по применению многозабойных скважин выполнено геологическое районирование и ранжирование зон применения скважин сложной конструкции с целью наиболее полной реализации потенциала по увеличению коэффициента охвата по разрезу слоистого неоднородного пласта. Запуском приемо-сдаточного пункта (ПСП) «Заполярное» начата сдача нефти Русского месторождения в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть», введен в работу энергокомплекс по выработке электроэнергии на ПНГ. Добыча жидких углеводородов в 2019 году составила 0,8 млн т, что почти в три раза превышает показатели 2018 года. На месторождении продолжается эксплуатационное бурение, ведутся работы по подготовке к запуску второго этапа ПСП «Заполярное», нефтепровода ЦПС – ПСП «Заполярное», а также инновационного проекта – автономной установки предварительного сброса воды.

Освоение расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения

Освоение расширенного первоочередного участка
            Юрубчено-Тохомского месторождения Добыча жидких углеводородов на месторождении за 2019 год
4,1 +76 % млн т

АО «Востсибнефтегаз» реализует проект по освоению расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения, расположенного в Эвенкийском районе Красноярского края.

Благодаря оптимальному выбору подходов по вводу новых мощностей, оперативному строительству производственной инфраструктуры и внедрению передовых технологий в бурении добыча жидких углеводородов в 2019 году выросла на 76 % относительно 2018 года и достигла 4,1 млн т.

На проекте активно применяются инновационные технологии, что позволяет повысить охват продуктивной залежи и увеличить коэффициент извлечения нефти. ПАО «НК «Роснефть» рассматривает методику, отработанную на объектах Юрубчено-Тохомского месторождения, как базовую и планирует внедрить ее в других обществах.

В 2019 году объемы бурения новых скважин увеличены на 26 % к 2018 году, до 39 скважин. Применение горизонтального бурения позволяет эффективно разрабатывать месторождение в условиях трещинно-кавернового типа коллектора с крайне неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами по вертикали и площади. На ряде скважин получены рекордные дебиты (более 500 т/сут). Принято решение о расширении первоочередного участка с вовлечением в разработку дополнительных запасов.

Для рациональной разработки месторождения и получения информации о работе скважин и залежи реализуется программа гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, оптимизируются режимы работы скважин, ведется установка телеметрических систем и перевод скважин на механизированную добычу.

Разработка Среднеботуобинского месторождения

Разработка Среднеботуобинского месторождения Добыча жидких углеводородов на месторождении за 2019 год
4,0 +37 % млн т

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» разрабатывает центральный блок и Курунгский лицензионный участок Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения. Среднеботуобинское месторождение входит в тройку самых крупных активов ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири.

По итогам 2019 года добыча жидких углеводородов на Среднеботуобинском месторождении достигла 4 млн т, превысив в 1,4 раза показатели прошлого года. Рост добычи достигнут за счет бурения горизонтальных и многозабойных скважин, в том числе по конструкции fishbone. С учетом успешных результатов в 2019 году, а также с целью оптимизации системы разработки в подгазовой зоне принято решение о тиражировании многозабойных скважин. В рамках организации системы поддержания пластового давления наращивается объем закачиваемой в пласт воды, рост составил 51 % к 2018 году (с 3,7 млн до 5,6 млн куб. м).

15 сентября 2019 года добыта 10-миллионная тонна нефти с начала промышленной эксплуатации месторождения.

На месторождении продолжается строительство газокомпрессорной станции высокого давления для целей поддержания пластового давления и увеличения уровня полезного использования ПНГ, газотурбинной электростанции собственных нужд, ведется подготовка кустовых площадок для последующего бурения.

Разработка Восточно-Мессояхского месторождения

Разработка Восточно-Мессояхского месторождения Добыча жидких углеводородов на месторождении за 2019 год
2,7 +22 % млн т

Добыча нефти по Восточно-Мессояхскому месторождению (совместный проект с ПАО «Газпром нефть») в 2019 году выросла на 22 % по сравнению с 2018 годом и составила 2,7 млн т (в доле Компании). Рост добычи был обеспечен за счет высоких темпов бурения и ввода в добычу новых скважин, реализации программы геолого-технических мероприятий на базовом фонде и формирования системы поддержания пластового давления (ППД) с целью оптимизации разработки. За 2019 год из бурения введены в эксплуатацию 112 новых скважин со средним запускным дебитом 100 т/сут. С целью увеличения продуктивности скважин и охвата пласта разработкой на месторождении активно применяется технология бурения многозабойных скважин (в том числе по конструкции fishbone), за 2019 год введено в добычу 42 многозабойные скважины.

Развитие Куюмбинского месторождения

Развитие Куюмбинского месторождения Добыча жидких углеводородов на месторождении за 2019 год
0,5 >100 % млн т

Продолжено развитие Куюмбинского месторождения, разработкой которого занимается ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (совместное предприятие с ПАО «Газпром нефть»). Объемы бурения новых эксплуатационных скважин увеличены на 71 % относительно 2018 года, до 53 скважин. Впервые на Куюмбинском месторождении была реализована технология бурения на регулируемом давлении при бурении горизонтальных стволов. Добыча жидких углеводородов на месторождении за 2019 год увеличена в два раза и достигла 0,5 млн т (в доле Компании).

В апреле 2019 года осуществлен запуск центрального пункта сбора (ЦПС) мощностью 1,6 млн т в год и нефтегазосборного трубопровода «Правый берег р. Подкаменная Тунгуска – ЦПС», а в декабре 2019 года произведен технологический запуск ЦПС с учетом расширения до 2,9 млн т в год. Продолжается строительство объектов обустройства и вспомогательной инфраструктуры.

Развитие Северо-Комсомольского месторождения

Развитие Северо-Комсомольского месторождения Добыча жидких углеводородов на месторождении за 2019 год
0,4 +83 % млн т

На Северо-Комсомольском месторождении была продолжена реализация программы опытно-промышленных работ по разработке пласта ПК1. Введено в добычу 20 новых горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола 1,5–2 тыс. м и средним начальным дебитом нефти 137 т/сут. Добыча жидких углеводородов за 2019 год составила 0,4 млн т, что на 83 % больше показателей прошлого года. По результатам анализа фактических результатов опытно-промышленных работ 2018–2019 годов и обновления геолого-гидродинамической модели выполнена актуализация стратегии полномасштабной разработки пласта ПК1 и прогнозных показателей разработки, оптимизирована система заканчивания скважин (с оснащением всех скважин устройствами контроля притока), скорректированы стадии реализации проекта с целью вовлечения в разработку наиболее уверенных запасов Западного и Восточного участков, сформирована программа исследований и доизучения.

Компанией совместно со своим партнером, Equinor ASA, утверждено решение о начале реализации первого этапа полномасштабной разработки Северо-Комсомольского месторождения.