Результаты деятельности

Добыча жидких углеводородов

За 2019 год добыча жидких углеводородов составила 4,67 млн барр. / сут. (230,2 млн т в год, 81% от общей добычи углеводородов), сохранившись на уровне среднесуточного объема производства 2018 года. Такого показателя удалось достичь несмотря на действие внешних ограничений, таких как продление соглашения ОПЕК+ и временного ограничения «Транснефтью» приема нефти в систему магистральных трубопроводов. Благодаря достижению запланированных объемов производства в 2019 году Компании удалось внести весомый вклад в установление нового постсоветского рекорда России по объемам добычи нефти (560,3 млн т).

Добыча жидких углеводородов

24 декабря 2019 года была достигнута очередная веха в истории Компании – была добыта 2,5-миллиардная тонна жидких углеводородов.

Проходка в эксплуатационном бурении по итогам 2019 года составила 10,0 млн м. В 2019 году количество вновь введенных в эксплуатацию скважин превысило 2,9 тыс. единиц. Количество новых горизонтальных скважин увеличилось на 1 % по сравнению с уровнем 2018 года, а их доля в общем числе выросла на 9 п. п., до 57 % от общего количества новых введенных скважин. Удельная добыча на горизонтальную скважину возросла на 11 % по сравнению с уровнем 2018 года и составила около 9 тыс. т, что в 2,4 раза выше показателя для наклонно-направленных скважин.

Компания является лидером российской нефтяной отрасли по запуску новых высокомаржинальных проектов. Суммарная добыча жидких углеводородов крупных проектов, запущенных с 2016 года, в доле Компании за 2019 год составила 18,9 млн т (384 тыс. барр. / сут.), что на 27 % выше уровня 2018 года. При этом их доля в общей добыче жидких углеводородов за 2019 год увеличилась до 8 %.

«Роснефть» также уделяет большое внимание развитию зрелых активов – в 2019 году был достигнут исторический рекорд суточной добычи на крупнейшем активе ООО «РН-Юганскнефтегаз», превысивший уровень 198 тыс. т / сут. В результате предоставленных инвестиционных стимулов на Самотлорском месторождении переломлен тренд падения добычи, снижавшейся до 2018 года в среднем на 5 % ежегодно. В 2018–2019 годах Компания сократила снижение добычи до около 1 %, достигнув показателя в 18,4 млн т по итогам года. Существенно изменена тенденция добычи в АО «РН-Няганьнефтегаз», увеличение производства на котором составило более 17 % и достигло порядка 7 млн т.

Применение современных технологий для обеспечения стабильности добычи

Ввод новых скважин

Основным драйвером поддержания добычи Компании является эксплуатационное бурение, добыча от которого составляет более 8 % от добычи нефти и конденсата Компании.

«Роснефть» фокусируется на строительстве высокотехнологичных скважин – всего в 2019 году введено в эксплуатацию 2,9 тыс. новых скважин, 57 % из которых – с горизонтальным типом заканчивания (в 2018 году доля горизонтальных скважин в общем количестве введенных новых скважин составила 48 %). Количество новых введенных в эксплуатацию горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП) составило 986 единиц, с ростом их доли до 34 %. Удельная добыча на горизонтальную скважину в первый год эксплуатации возросла на 11 % по сравнению с уровнем 2018 года и составила около 9 тыс. т на скважину, что в 2,4 раза выше показателя для наклонно-направленных скважин.

Использование передовых технологий в области планирования, бурения и освоения обеспечило среднегодовой дебит новых скважин 44,8 т/сут (+10,6 % к 2018 году) и дополнительную добычу 19,6 млн т.

В 2019 году введено в эксплуатацию
2,9 тыс. новых скважин,
57 % из которых — скважины с горизонтальным типом заканчивания

В 2019 году на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» введено более 1 тыс. новых скважин с добычей свыше 6,5 млн т, при этом предприятие достигло максимальных показателей за последние пять лет по среднегодовому дебиту новых скважин (39 т/сут). Достижение таких показателей стало возможным благодаря внедрению инновационных технологий и оптимизации систем разработки; например, доля горизонтальных скважин в эксплуатационном бурении возросла в 1,5 раза (с 26 % в 2018 году до 39 % в 2019 году). В 2019 году предприятие продолжило опытно-промышленные работы по развитию технологии горизонтального бурения и заканчивания скважин, введены в эксплуатацию 35 скважин с многостадийным гидроразрывом протяженностью горизонтального ствола 1,3–1,6 км, успешно тиражируется применение многозабойных скважин.

АО «Самотлорнефтегаз» в 2019 году ввело в эксплуатацию 383 новые скважины, что обеспечило в течение года дополнительную добычу 1,2 млн т. Предприятие проводит системную работу по поиску пропущенных залежей Самотлорского месторождения, в том числе за счет реализации программы по бурению оценочных боковых стволов и углубления ранее пробуренных скважин. Результатом данной работы в 2019 году стал ввод в эксплуатацию 14 горизонтальных скважин на юрские отложения (пласт ЮВ1) со средним запускным дебитом нефти 84 т/сут, что более чем в два раза превышает средний показатель по новым скважинам месторождения за этот период.

АО «Верхнечонскнефтегаз» также успешно внедряет технологии бурения горизонтальных и многозабойных скважин, в 2019 году введено в эксплуатацию 46 высокотехнологичных скважин со среднегодовым приростом нефти 80 т/сут (+17 % к 2018 году). Полученный уникальный опыт разработки сложных коллекторов Верхнечонского месторождения в дальнейшем будет тиражирован при бурении и разработке новых лицензионных участков Восточной Сибири.

ООО «РН-Уватнефтегаз» в 2019 году продолжило активное разбуривание Уватской группы месторождений. Для оптимизации системы разработки трудноизвлекаемых запасов проводится планомерный переход на бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом (доля горизонтальных скважин в 2019 году достигла 71 %), средний дебит новых скважин в 2019 году превысил показатель 2018 года и составил 82 т/сут.

Совершенствование конструкций горизонтальных скважин ПАО «Варьеганнефтегаз» за счет увеличения количества стадий многостадийного гидроразрыва с пяти до семи на одну скважину, а также оптимизация размещения скважин обеспечили максимальный за последние пять лет среднегодовой дебит нефти новых скважин – 40,9 т/сут, что на 21 % выше, чем в 2018 году.

На месторождениях АО «Оренбургнефть» в 2019 году расширена программа горизонтального бурения, всего введено 11 скважин с горизонтальным заканчиванием, в том числе пять с многостадийным кислотным гидроразрывом пласта и два с многостадийным проппантным гидроразрывом. Применяемые технологии обеспечивают высокую продуктивность таких скважин, пусковой дебит горизонтальных скважин составил 63,3 т/сут, что почти в 1,5 раза выше среднего показателя для эксплуатационных скважин, пробуренных в 2019 году (46,7 т/сут).

ПАО «Востсибнефтегаз» ввело в эксплуатацию 39 горизонтальных скважин (+18 скважин к 2018 году). За счет оптимизации стратегии проводки горизонтальных скважин, а также уточнения концепции геологического строения рифейского пласта юрубченской залежи средний дебит нефти новых скважин составил 186 т/сут, что является максимальным показателем за историю разработки месторождения и на 21 % выше, чем в 2018 году.

Многозабойные скважины

Многозабойные скважины позволяют достичь существенных результатов по добыче и качеству вскрытия коллекторов на месторождениях со сложным геологическим строением. Технология данного способа вскрытия продуктивных пластов успешно апробирована и применяется на месторождениях Компании. В 2019 году введено в эксплуатацию 135 многозабойных скважин, что на 84 % больше, чем в 2018 году.

С целью повышения продуктивности скважин и увеличения охвата запасов в ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2019 году началось применение многозабойных скважин типа fishbone на месторождениях им. О. А. Московцева и Соровском. Введено семь скважин с тремя и четырьмя боковыми стволами, средний прирост пускового дебита составил 159 % по сравнению со скважинами горизонтальной конструкции, пробуренными в аналогичных условиях.

ООО «РН-Ванкор» в 2019 году достигло рекордного количества многозабойных скважин, введенных на месторождениях Ванкорского кластера с начала его развития, – введено 54 такие скважины, что на 38 % больше, чем в 2018 году.

На Среднеботуобинском месторождении ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2019 году построена рекордная многозабойная скважина с 15 горизонтальными стволами с общей проходкой по продуктивному пласту более 10 км. Предприятие успешно тиражирует данную технологию, всего за прошедший год на месторождении введено 27 многозабойных скважин.

Уплотняющее бурение

Наряду с бурением в новых зонах Компания выполняет уплотняющее бурение в ранее разбуренных частях месторождений с целью увеличения эффективности извлечения запасов за счет трансформации и доформирования систем разработки.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2019 году продолжило реализацию программы уплотняющего бурения на Приобском и Приразломном месторождениях. В рамках этой программы пробурено 77 скважин со средним запускным дебитом 82,6 т/сут, в том числе 42 горизонтальные скважины с МГРП (в среднем по пять портов на скважину). В дальнейшем планируется расширение программы на Приобском и Приразломном месторождениях, а также начало реализации подобных программ на других месторождениях предприятия (Малобалыкском, Омбинском и Восточно-Сургутском).

С целью стабилизации добычи и увеличения качества выработки запасов Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз» продолжает выполнение программы уплотняющего бурения. В 2019 году введено 235 уплотняющих скважин (65 % от общего количества введенных на месторождении скважин). Строительство скважин производится также с использованием технологии горизонтального бурения с применением МГРП.

На Ванкорском месторождении успешно реализуется программа уплотняющего бурения. По итогам 2019 года дополнительная добыча от ввода 41 новой уплотняющей скважины составила 910 тыс. т. Использование передовых технологий бурения и заканчивания горизонтальных скважин в сложных геологических условиях месторождения обеспечило средний дебит в 136 т/сут, что в три раза превышает средний дебит новых скважин в целом по Компании.

В АО «Томскнефть» ВНК реализуются опытно-промышленные работы по трансформации системы разработки юрских отложений (пласт ЮВ1) Крапивинского месторождения. Для повышения эффективности извлечения запасов на месторождении осуществляется бурение уплотняющих горизонтальных скважин с применением многостадийного гидроразрыва. В 2019 году введено 18 таких скважин со средним дебитом 28 т/сут, планируется дальнейшее тиражирование достигнутых результатов.

Применение устройств контроля притока в скважинах

С целью минимизации рисков преждевременных прорывов газа газовой шапки или подстилающей воды в Компании применяются устройства контроля притока, с помощью которых возможно ограничить приток нежелательного флюида к отдельным интервалам горизонтальной скважины. В ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2019 году успешно проводятся опытно-промышленные работы по применению устройств контроля притока в горизонтальных и многозабойных скважинах Среднеботуобинского месторождения.

В 2019 году продолжено использование автономных устройств контроля притока и систем заканчивания со сдвижными муфтами на горизонтальных скважинах ООО «Севкомнефтегаз» (совместный проект с норвежской компанией Equinor) в рамках реализации программы опытно-промышленных работ по разработке пласта ПК1 Северо-Комсомольского месторождения. В рамках программы опытно-промышленных работ на месторождении введено в эксплуатацию 28 скважин, в том числе 25 скважин с применением устройств контроля притока.

Зарезка боковых стволов

С целью увеличения добычи и обеспечения проектных коэффициентов извлечения запасов Компания проводит мероприятия по зарезке боковых стволов в ранее пробуренных скважинах. В 2019 году данные мероприятия выполнены в 1,3 тыс. скважин (+3,5 % к 2018 году), обеспечивших дополнительную добычу 3,3 млн т нефти. При этом совершенствование конструкций боковых стволов за счет роста доли горизонтального бурения до 71 % (68 % в 2018 году) позволило сохранить средний дебит скважин после реконструкции методом бурения боковых стволов на уровне 2018 года. Применение современных подходов позволяет получать эффект от зарезки боковых стволов и на месторождениях с длительной историей разработки. Боковые горизонтальные стволы позволяют эффективно вовлекать в разработку интервалы пластов, не вырабатываемые ранее пробуренными наклонно-направленными скважинами.

На месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2019 году выполнено 394 зарезки боковых стволов, в том числе 298 с горизонтальным типом заканчивания. Активное применение горизонтальных боковых стволов на зрелых месторождениях, например на меловых пластах Мамонтовского и Усть-Балыкского месторождений, позволяет получать высокие запускные дебиты нефти до 300 т/сут несмотря на более чем 50-летнюю историю эксплуатации данных месторождений. В результате применения предприятием современных технологий среднегодовой дебит скважин после зарезки боковых стволов в 2019 году составил 22,9 т/сут (+8 % к 2018 году).

АО «Самотлорнефтегаз» в 2019 году после реконструкции методом зарезки бокового ствола введено в эксплуатацию рекордное среди предприятий Компании количество скважин – 424, что также является рекордом для предприятия за последние пять лет и на 14 % больше, чем в 2018 году. Выполненные мероприятия обеспечили дополнительную добычу нефти 0,8 млн т (+30 % к 2018 году).

В АО «РН-Няганьнефтегаз» продолжается опробование и внедрение технологии ЗБГС с МГРП с креплением хвостовиков пакерными системами. По итогам реализации программы на Талинском лицензионном участке (объект ЮК2-9) запущено 14 скважин со средним пусковым дебитом 27,9 т. В период 2020–2024 годов запланировано 100 скважин по подобной технологии работ на добычу 1,8 млн т.

Применение горизонтального бурения при реконструкции скважин в одном из старейших регионов нефтедобычи России – на о. Сахалин – позволяет также добиваться значительного эффекта. За счет бурения боковых горизонтальных стволов, обеспечивающих увеличение продуктивности скважин, на месторождениях ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» в 2019 году в два раза превышен показатель дополнительной добычи от данного вида мероприятий по сравнению с 2018 годом. В ближайшие пять лет планируется распространить данный подход на месторождениях предприятия, при этом на 11 месторождениях будет впервые применяться реконструкция скважин с бурением вторых стволов.

Центр геологического сопровождения бурения скважин

В 2019 году свое десятилетие с момента начала работы отметил первый в российской нефтегазовой индустрии Центр геологического сопровождения бурения скважин ПАО «НК «Роснефть». Под контролем Центра пробурено уже более 11 тыс. горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Для повышения профессиональных компетенций сотрудников Компании в 2019 году был впервые проведен чемпионат ПАО «НК «Роснефть» по геонавигации (геологическому сопровождению бурения высокотехнологичных горизонтальных скважин). В турнире приняли участие сотрудники 20 предприятий Компании, их задачей стало «пробурить» с помощью виртуального симулятора три горизонтальные скважины разного уровня сложности и обеспечить максимальную проходку по нефтенасыщенному пласту. Все участники успешно справились с заданием и получили уникальный практический опыт сопровождения бурения горизонтальных скважин в реальной геологической обстановке различных регионов деятельности Компании.

Геолого-технические мероприятия на дополнительную (кроме ввода новых скважин и зарезки боковых стволов) и восстановленную добычу

В соответствии с утвержденной Стратегией Компания продолжает повышать эффективность геолого-технических мероприятий. В 2019 году количество геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу (без учета бурения) увеличилось на 9,6 % относительно уровня 2018 года и достигло 4 913 операций. Дополнительная добыча за счет геолого-технических мероприятий выросла до 5,7 млн т нефти и газового конденсата (+3,8 % к 2018 году).

Основной рост количества мероприятий, выполненных в скважинах в 2019 году, произошел за счет увеличения количества мероприятий по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Количество ГРП увеличилось до 2 657 мероприятий (+20,6 % к 2018 году). При этом дополнительная добыча от мероприятий ГРП в 2019 году достигла 3,4 млн т (+17,5 % к 2018 году).

Наибольший рост количества ГРП в 2019 году произошел по ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «Башнефть-Добыча» и АО «Самотлорнефтегаз». В 2019 году ООО «РН-Юганскнефтегаз» выполнило 907 мероприятий ГРП (+31,8 % к 2018 году) с дополнительной добычей 1 465 тыс. т (+27,3 % к 2018 году), что является рекордным количеством за последние семь лет. ООО «Башнефть-Добыча» впервые за последние четыре года выполнило 670 мероприятий ГРП (+23,4 % к 2018 году) с дополнительной добычей 570 тыс. т (+37,4 % к 2018 году). В том числе на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», АО «Самаранефтегаз» и ООО «РН-Северная нефть» активно внедряется технология кислотно-проппантного гидравлического разрыва на карбонатных пластах.

Количество геолого-технических мероприятий по восстановлению базовой добычи в 2019 году составило более 10 тыс., а восстановленная добыча – 12,2 млн т. При этом удельная добыча на скважину по мероприятиям по восстановлению базовой добычи увеличилась на 9,8 % относительно 2018 года, с 1 055 т на скважину до 1 158 т.

Основными мероприятиями по восстановлению добычи являются, в частности, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) и оптимизация работы скважин (ОПТ).

В 2019 году проведено рекордное за последние семь лет количество мероприятий ОПЗ и ОПТ, а именно 4 168 мероприятий ОПЗ (+13,3 % к 2018 году) с общей восстановленной добычей 3 233 тыс. т (+25,3 % к 2018 году) и 4 042 мероприятия ОПТ (+12,4 % к 2018 году) с общей восстановленной добычей 6 405 тыс. т (+20,7 % к 2018 году).

Объемы применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в Компании увеличены в 1,5 раза по сравнению с 2018 годом. Реализовано пять опытно-промышленных испытаний технологий физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Проведены опытные работы по внедрению ранее зарекомендовавших себя осадко- и гелеобразующих составов на трех новых объектах АО «Самотлорнефтегаз». Успешно опробована технология закачки сшитых полимерных составов на Сузунском месторождении. Применена инновационная полимерная композиция отечественного производства в АО «Самаранефтегаз», показавшая четырехкратное превышение технологической эффективности по сравнению с используемыми ранее.

В обществах Волго-Уральского региона внедрена уникальная для России технология проведения проппантного ГРП с использованием кислотного геля, позволяющая доставить кислоту на значительное расстояние от ствола скважины, чтобы создать и закрепить проппантом систему трещин в карбонатном пласте. Так, на месторождениях АО «Оренбургнефть» после успешного тестирования технологии в наклонно-направленных скважинах удалось обеспечить эффективное разбуривание залежей карбонатного девона (запускные дебиты превысили 100 т/сут). В ОАО «Удмуртнефть» по итогам испытания технологии подготовлены участки для бурения горизонтальных скважин с многостадийным кислотно-проппантным ГРП, начато применение ГРП на кислотном геле на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча».

В 2019 году успешно продолжилась реализация мероприятий по проведению повторных МГРП в ранее пробуренных переходящих горизонтальных скважинах, что позволяет повысить эффективность разработки низкопроницаемых и сложнопостроенных продуктивных пластов. Например, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» выполнено 23 такие скважино-операции со средним запускным приростом 25 т/сут, что на 33 % выше прироста в наклонно-направленных скважинах.

Добыча жидких углеводородов