Краткий обзор производства по регионам деятельности

Западная Сибирь

Карта с координатами западной сибири

Западная Сибирь является основным регионом добычи нефти Компании. В 2019 году рост добычи нефти и газоконденсата по региону составил 1,8 % от 2018 года, обеспечив 60 % добычи в Компании. Основные добывающие общества в Западной Сибири – ООО «РН-Юганскнефтегаз» (30 % от общей добычи нефти и газового конденсата в ПАО «НК «Роснефть»), АО «Самотлорнефтегаз» (8 % от общей добычи) и ООО «РН-Уватнефтегаз» (5 % от общей добычи).

Для повышения эффективности извлечения запасов месторождений Западной Сибири в Компании проводится мониторинг и оптимизация существующих систем разработки за счет перехода с традиционных наклонно-направленных скважин на горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП). Данная технология существенно повышает продуктивность скважин и охват запасов разработкой, а также позволяет сократить фонд скважин и повысить экономическую эффективность проектов. ГС с МГРП активно применяются на всех зрелых предприятиях Компании в Западной Сибири.

Активно развиваются новые проекты в Западной Сибири, наиболее крупные из которых – Русское месторождение и Эргинский кластер.

Также Западная Сибирь является крупнейшим регионом по добыче газа. Объем добычи за 2019 год составил 47 млрд куб. м.

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

ООО «РН-Юганскнефтегаз» является крупнейшим активом Компании и ведет деятельность на 37 лицензионных участках (недропользователь – ПАО «НК «Роснефть»). Основная часть доказанных запасов (80 %) сосредоточена на Приобском, Приразломном, Мамонтовском и Малобалыкском месторождениях.

Несмотря на временное ограничение «Транснефтью» приема нефти в систему магистральных трубопроводов годовая добыча крупнейшего нефтегазодобывающего актива Компании, ООО «РН-Юганскнефтегаз», составила 69,5 млн т, сохранив уровень добычи 2018 года. В июле 2019 года общество установило рекорд суточной добычи нефти за всю историю деятельности с 1964 года – 198 тыс. т / сут., в том числе за счет увеличения доли горизонтальных скважин в общем объеме новых скважин в 1,5 раза (38 % в 2019 году).

Стабильная добыча общества обеспечивается как за счет бурения новых скважин, проведения геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу, так и за счет удержания базовой добычи и проведения мероприятий по восстановлению базовой добычи.

В процессе бурения «РН-Юганскнефтегаз» были установлены сразу несколько отраслевых рекордов – впервые была построена горизонтальная многозабойная скважина двухколонной конструкции с множественными ответвлениями по технологии fishbone и общей длиной 5 234 м, протяженность горизонтального участка составляла 2 161 м. Запускной дебит нефти превысил 600 т/сут, что в несколько раз выше по сравнению с показателями близлежащих стандартных горизонтальных скважин. Кроме того, ООО «РН-Юганскнефтегаз» установило новый отраслевой рекорд по скорости строительства горизонтальной скважины двухколонной конструкции. На Салымском месторождении такая скважина была пробурена всего за 7,44 сут., что на 20 % превосходит предыдущее достижение. При этом коммерческая скорость превысила 14 тыс. м на станко-месяц.

Существенных успехов удалось достичь в повышении эффективности геолого-технических мероприятий ГРП с ростом дополнительной добычи до 1,5 млн т (+27,3 % к 2018 году). Данный результат стал возможным благодаря оптимизации дизайнов ГРП, совершенствованию подходов к использованию глубинно-насосного оборудования, внедрению новых программных модулей и инструментов моделирования (геомеханическое с измерением стресса, развитие прокси-моделирования, внедрение первого в Евразии отечественного симулятора ГРП «РН-ГРИД»), улучшению системы заводнения пласта.

37 
лицензионных участков
2,4 млрд т
накопленная добыча нефти с начала освоения
80 %
доказанных запасов сосредоточено на Приобском, Приразломном, Мамонтовском и Малобалыкском месторождениях
198 тыс. т / сут.
в июле 2019 года установлен рекорд суточной добычи нефти с 1964 года
69,5 млн т
добыча жидких углеводородов в 2019 году

АО «Самотлорнефтегаз»

АО «Самотлорнефтегаз» ведет деятельность на девяти (на восьми – как недропользователь) лицензионных участках. 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 2019 году добыча углеводородов составила 24,5 млн т н. э., при этом добыча жидких углеводородов составила 19,5 млн т (с учетом Лодочного месторождения).

Благодаря принятым мерам государственной поддержки добычи на Самотлорском месторождении Компания продолжает работу по бурению новых скважин и проведению геолого-технических мероприятий на данном месторождении. По итогам реализованных в 2018–2019 годах мероприятий переломлен тренд падения добычи месторождения, снижавшейся до 2018 года в среднем на 5 % ежегодно. В 2018–2019 годах Компания сократила снижение добычи жидких углеводородов до ~1 % в год.

Дополнительная добыча нефти и газового конденсата АО «Самотлорнефтегаз» за счет геолого-технических мероприятий выросла до 2,5 млн т (+5,6 % к 2018 году).

лицензионных участков
>98 %
доказанных запасов сосредоточено на Самотлорском месторождении
24,5 млн т н. э.
добыча углеводородов в 2019 году, из них 19,5 млн т – добыча жидких углеводородов

ООО «РН-Уватнефтегаз»

ООО «РН-Уватнефтегаз» ведет деятельность на 20 (на 19 – как недропользователь) лицензионных участках на территории Тюменской и Омской областей, а также ХМАО – Югры. Основная часть доказанных запасов (около 70 %) на текущий момент сосредоточена на Усть-Тегусском, Западно-Эпасском, Урненском, Северо-Тямкинском, Северо-Тамаргинском и Протозановском месторождениях, которые разрабатываются в составе Восточного центра освоения.

В 2019 году добыча углеводородов ООО «РН-Уватнефтегаз» составила 10,6 млн т н. э., в том числе добыча жидких углеводородов – 10,3 млн т. Полка по добыче на уровне ~10 млн т в год по данному предприятию обеспечивается уже шесть лет.

ООО «РН-Уватнефтегаз» в 2019 году добыло юбилейную, 100-миллионную тонну нефти с начала освоения Уватского проекта.

Количество геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу (без бурения) выросло на 49 % к уровню 2018 года, а удельная дополнительная добыча увеличилась на 8,5 %, до 2,9 тыс. т на скважину.

20 
лицензионных участков на территории Тюменской и Омской областей, а также ХМАО – Югры
70 %
доказанных запасов сосредоточено на Усть-Тегусском, Западно-Эпасском, Урненском, Северо-Тямкинском, Северо-Тамаргинском и Протозановском месторождениях
10,6 млн т н. э.
добыча углеводородов в 2019 году, из них 10,3 млн т – добыча жидких углеводородов

ПАО «Варьеганнефтегаз»

ПАО «Варьеганнефтегаз» ведет деятельность на 18 (на пяти – как недропользователь) лицензионных участках на территории ХМАО – Югры. Основная часть доказанных запасов ПАО «Варьеганнефтегаз» (более 80 %) сосредоточена на Верхне-Колик-Еганском, Северо-Хохряковском, Ван-Еганском, Хохряковском, Орехово-Ермаковском и Северо-Варьеганском месторождениях.

В 2019 году добыча углеводородов ПАО «Варьеганнефтегаз» составила 9,7 млн т н. э., в том числе добыча жидких углеводородов – 6,3 млн т (+5,8 % к 2018 году).

ПАО «Варьеганнефтегаз» успешно завершило опытно-промышленные испытания технологии бурения горизонтальных скважин с комбинированной колонной. Инновационный подход оптимизирует процесс строительства скважины, исключив из него целый ряд дополнительных операций, что позволяет существенно повысить скорость проходки и экономическую эффективность процесса бурения. По итогам проведенных испытаний скорость проходки увеличилась почти вдвое: три горизонтальные скважины с комбинированной колонной были пробурены за 12,7 дня при среднем цикле бурения аналогичных скважин по стандартной технологии в 22 дня.

Количество геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу (без учета эксплуатационного бурения и мероприятий по зарезке боковых стволов) выросло на 19 %, до 138 мероприятий, при этом удельная дополнительная добыча на скважину увеличилась на 38 %, с 899 т на скважину до более 1 тыс. т.

18 
лицензионных участков
>80 %
доказанных запасов сосредоточено на Верхне-Колик-Еганском, Северо-Хохряковском, Ван-Еганском, Хохряковском, Орехово-Ермаковском и Северо-Варьеганском месторождениях
9,7 млн т н. э.
добыча углеводородов в 2019 году, из них 6,3 млн т – добыча жидких углеводородов

АО «РН-Няганьнефтегаз»

АО «РН-Няганьнефтегаз» ведет деятельность на четырех (на трех — как недропользователь) лицензионных участках на территории ХМАО — Югры. Основная часть доказанных запасов АО «РН-Няганьнефтегаз» (более 99 %) сосредоточена на Красноленинском месторождении, участки Каменный (западная часть), Ем-Еговский, Пальяновский и Талинский.

В 2019 году добыча углеводородов ООО «РН-Няганьнефтегаз» составила 8,7 млн т н. э., в том числе добыча жидких углеводородов – 6,9 млн т (+17,6 % к 2018 году). Рост добычи произошел благодаря реализации комплекса мероприятий, ключевым из которых является интенсификация разработки трудноизвлекаемых запасов нефти (ТрИЗ) Красноленинского месторождения. Рост добычи ТрИЗ составил 21 % относительно 2018 года.

В 2019 году на месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз» было введено в добычу 197 новых скважин (+4,8 % к 2018 году). Количество геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу, включая бурение новых скважин и зарезку боковых стволов, выросло на 10 % относительно 2018 года и обеспечило дополнительную добычу в объеме 1 млн т нефти.

4
лицензионных участка
99 %
доказанных запасов сосредоточено на Красноленинском месторождении
8,7 млн т н. э.
добыча углеводородов в 2019 году, из них 6,9 млн т – добыча жидких углеводородов