Результаты деятельности

Добыча жидких углеводородов

Основные итоги деятельности в 2020 году

Ключевым фактором, оказавшим влияние на деятельность Компании в сфере добычи нефти в прошедшем году, стало выполнение директив Правительства по ограничению добычи в рамках нового Соглашения ОПЕК+, вступившего в силу с мая 2020 года. В результате добыча жидких углеводородов за 2020 год составила 4,14 млн барр. / сут. (204,5 млн т), снизившись на 11,4 % по сравнению с 2019 годом. Ослабление введенных ограничений с августа позволило Компании оперативно нарастить добычу и продемонстрировать рост на 1,9 % квартал к кварталу до 3,98 млн барр. / сут. (49,46 млн т).

Участвуя в предыдущих сокращениях добычи, «Роснефть» приобрела значительный опыт технологического характера, который позволяет оперативно и эффективно управлять добычей. Компания последовательно использует следующие инструменты: ограничение дебитов без консервации скважин, режим периодической эксплуатации скважин и оптимизацию программы геолого-технических мероприятий на действующем фонде. Выбранная стратегия позволяет гибко управлять производственным потенциалом и наращивать добычу в минимальные сроки в случае необходимости.

Проходка в эксплуатационном бурении по итогам 2020 года достигла 10,9 млн м, увеличившись на 9,1 % год к году. В соответствии со стратегическими приоритетами Компания продолжает акцентироваться на наращивании объемов строительства наиболее эффективных высокотехнологичных скважин. Из 2,6 тыс. единиц новых введенных в эксплуатацию скважин 68 % являются горизонтальными, против 57 % годом ранее. Доля новых горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП) возросла до 44 % (рост на 10 п. п. к предыдущему году). Удельная добыча на горизонтальную скважину (ГС) более чем в 2,6 раза выше данного показателя для наклонно направленных скважин.

Несмотря на внешние ограничения, Компания продолжает развивать зрелые активы и удерживать лидирующие позиции в российской нефтяной отрасли по запуску новых высокомаржинальных проектов. В 2020 году состоялся запуск двух новых крупных проектов – Эргинского лицензионного участка и Северо-Даниловского месторождения. Суммарная добыча жидких углеводородов на новых крупных проектах Запущенных с 2016 года (с учетом Эргинского лицензионного участка и Северо-Даниловского месторождения). в доле Компании за 2020 год составила 19,9 млн т (403 тыс. барр. / сут.), что на 4,8 % выше год к году.

С учетом поставленных Президентом Российской Федерации задач по освоению арктической зоны Российской Федерации и увеличению грузопотока по Северному морскому пути Компания продолжает работы по реализации комплексной программы освоения новой нефтегазовой провинции на севере Красноярского края в рамках трансформационного проекта «Восток Ойл». Предоставление инвестиционных стимулов для развития инфраструктуры позволило создать эффективную экономическую модель и приступить к практической реализации проекта.

Применение современных технологий для обеспечения стабильности добычи

Основные достижения в разработке месторождений по итогам 2020 года

Средний дебит добывающих скважин увеличился до 12,0 т/сут на скважину (+1,3 % к уровню 2019 года) при увеличении фонда скважин (+1,7% к уровню 2019 года).

Среднегодовой дебит новых скважин составил 44,7 т/сут (на уровне 2019 года), что позволяет Компании сохранять лидирующие позиции по эффективности эксплуатационного бурения среди компаний топливно-энергетического комплекса России.

Доля ГС в структуре новых скважин, введенных из бурения в 2020 году, была повышена до 68 % (+11 п. п. к 2019 году), а доля новых ГС с МГРП увеличилась до 44 % (уровень 2019 года – 34 %).

Выполнено более 1,4 тыс. мероприятий по реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов (+13 % к 2019 году), дополнительная добыча нефти от мероприятий данного вида составила порядка 4 млн т (+19 % к 2019 году).

Удельная добыча на скважину по мероприятиям на восстановление базовой добычи увеличилась на 6,5 % относительно 2019 года – с 1,16 тыс. т до 1,23 тыс. т на скважину.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» в октябре 2020 года обновил рекорд по ежемесячному количеству операций по ГРП, доведя это количество до 600. Ежегодно предприятие выполняет порядка 5 тыс. операций ГРП.

Применение современных технологий для обеспечения стабильности добычи
Ввод новых скважин
Ввод новых скважин

Компания фокусируется на строительстве высокотехнологичных скважин – всего в 2020 году введено в эксплуатацию 2,6 тыс. новых скважин, 68 % из которых – скважины с горизонтальным типом заканчивания (в 2019 году доля ГС в общем количестве введенных новых скважин составила 57 %). Количество новых введенных в эксплуатацию ГС с МГРП составило 1,1 тыс. единиц с ростом их доли до 44 %. Использование передовых технологий в области планирования, бурения и освоения обеспечило среднегодовой дебит новых скважин 44,7 т/сут (на уровне 2019 года) и дополнительную добычу 15,2 млн т.

В 2020 году на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» введены 854 новые скважины с добычей свыше 4,7 млн т, при этом достигнуты максимальные показатели за последние восемь лет по среднегодовому дебиту новых скважин (48,9 т/сут, +25 % к 2019 году). Это стало возможным благодаря внедрению инновационных технологий и оптимизации систем разработки, например, доля ГС в эксплуатационном бурении возросла с 38 % в 2019 году до 48 % в 2020 году. В 2020 году предприятие продолжило опытно-промышленные работы по развитию технологии горизонтального бурения и заканчивания скважин, введены в эксплуатацию 59 скважин с МГРП и протяженностью горизонтального ствола более 1,2 тыс. м. Проведено успешное опробование технологии Perf&Plug на Приобском месторождении с использованием отечественного оборудования. Тиражирование данной технологии в перспективе позволит увеличить количество стадий ГРП в ГС, обеспечить возможность выполнения повторных ГРП, а также сократить затраты на освоение скважин при массовом внедрении.

АО «Самотлорнефтегаз» в 2020 году ввело в эксплуатацию рекордное за последние пять лет количество новых скважин – 406 штук (на 10 % больше, чем в 2019 году), что обеспечило в течение года дополнительную добычу более 1,2 млн т (на 5,5 % больше, чем в 2019 году). Проводится системная работа 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 2020 году стал ввод в эксплуатацию 16 скважин на пласт ЮВ1 со средним запускным дебитом нефти 81,3 т/сут и восьми скважин на пласт БВ8(1-3) со средним запускным дебитом нефти 145 т/сут, при этом средний запускной дебит по новым скважинам месторождения за этот период составляет 39 т/сут.

АО «ВЧНГ» в качестве оператора в 2020 году приступило к бурению на новом Северо-Даниловском месторождении, система разработки которого предполагает применение только ГС. В результате оптимизации цикла строительства скважин в 2020 году введено в добычу 14 новых скважин и обеспечена дополнительная добыча нефти в объеме 191 тыс. т.

ООО «РН-Уватнефтегаз» продолжило активное разбуривание Уватской группы месторождений. Для оптимизации системы разработки трудноизвлекаемых запасов в 2020 году в общем количестве новых ГС увеличена доля скважин с МГРП (до 73 % при 51 % в 2019 году). Применение передовых технологий совместно с ускорением графика ввода новых скважин в условиях переноса активности на сложнопостроенные месторождения Центрального центра освоения Уватской группы позволило предприятию на 5 % превысить уровень дополнительной добычи нефти от ввода новых скважин 2019 года.

На месторождениях АО «Оренбургнефть» в 2020 году расширена программа горизонтального бурения, всего введено 15 скважин с горизонтальным заканчиванием (+36 % к 2019 году), в том числе шесть скважин с МГРП (кислотным и проппантным), доля новых ГС достигла уровня 19 %. Применяемые технологии обеспечивают высокую продуктивность таких скважин, пусковой дебит ГС составил 69,8 т/сут, что почти в полтора раза выше среднего показателя для новых эксплуатационных скважин предприятия, пробуренных в 2020 году (47,7 т/сут).

АО «Самаранефтегаз» также нарастило объемы горизонтального бурения по итогам 2020 года. Предприятие ввело в эксплуатацию 11 скважин с горизонтальным заканчиванием (+83 % к 2019 году), из которых шесть скважин с многостадийным кислотным гидроразрывом пласта и одна скважина – с проппантным. Доля ГС по сравнению с 2019 годом выросла более чем в два раза и достигла 14 %, при этом эффективность ГС по пусковому дебиту за 2020 год на четверть выше, чем в среднем по всем новым эксплуатационным скважинам предприятия (67 и 49,5 т/сут соответственно, +26 %).

Обновив исторический максимум программы эксплуатационного бурения, ООО «Башнефть-Добыча» в 2020 году ввело в эксплуатацию 153 новые скважины (+34 % к 2019 году) и в дальнейшем планирует наращивать ежегодный ввод новых скважин. Придерживаясь вектора на технологичность, предприятие увеличило долю горизонтальных скважин до 86 %, что на 12 п. п. превышает показатель 2019 года. Одним из основных направлений роста программы эксплуатационного бурения, и в частности доли ГС, является реализация высокотехнологичного кислотно-проппантного МГРП на карбонатных залежах каширо-подольских отложений. Доля ГС с МГРП составляет более 70 % от общего объема программы по вводу новых скважин (+22 % к 2019 году). Применена МГРП технология Burst Port System с разрывными муфтами и чашечными пакерами, что позволило расширить спектр дополнительных работ, направленных на минимизацию темпов падения дебита после ввода скважин в эксплуатацию.

В 2020 году введено в эксплуатацию
2,6 тыс.
новых скважин,
68 %
из которых – скважины с горизонтальным типом заканчивания
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 2020 году введено в эксплуатацию 116 многозабойных скважин.

На Тагульском месторождении Ванкорского кластера в 2020 году введено 27 многозабойных скважин типа «фишбон», что является рекордом для месторождения и на 12 скважин превышает предыдущий максимум, достигнутый в 2018–2019 годах.

Многозабойные скважины

АО «Тюменнефтегаз» в 2020 году продолжило успешно применять многозабойные скважины на Русском месторождении с целью повышения продуктивности и увеличения охвата запасов. Введено 14 скважин с одним-двумя боковыми стволами, средний прирост пускового дебита составил +56 % по сравнению со скважинами горизонтальной конструкции, пробуренными в аналогичных условиях.

На Среднеботуобинском месторождении ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2020 году введена в эксплуатацию рекордная многозабойная скважина с 15 горизонтальными стволами с общей проходкой по продуктивному пласту более 10 тыс. м. Пусковой дебит скважины составил 402 т/сут (+220 % к среднему запускному дебиту многозабойных и горизонтальных скважин по предприятию в 2020 году). Дополнительная добыча по данной скважине составила 122,7 тыс. т – 15,2 % от дополнительной добычи всех новых скважин предприятия в 2020 году. Продолжается успешный тираж технологии, в 2020 году на месторождении введено 36 многозабойных скважин, что является историческим рекордом на предприятии и на девять скважин больше уровня 2019 года.

Впервые в истории АО «Оренбургнефть» пробурена и успешно запущена горизонтальная многозабойная скважина типа «фишбон» (на карбонатном пласте Пронькинского месторождения), длина основного горизонтального ствола составила 811 м, общая суммарная длина четырех ответвлений – 1 198 м. Стартовый дебит нефти новой высокотехнологичной скважины составил 66 т/сут, что в несколько раз превышает параметры работы традиционных наклонно направленных скважин на этом объекте разработки предприятия.

С целью повышения охвата продуктивной залежи и увеличения коэффициента извлечения нефти в АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (АО «Востсибнефтегаз») введена очередная высокотехнологичная многозабойная скважина типа «фишбон», стартовый дебит которой зафиксирован на уровне 281,5 т/сут, что более чем в два раза превышает средний показатель программы по вводу новых скважин в 2020 году (126,5 т/сут). Общая длина скважины, состоящей из основного ствола и трех ответвлений, составляет 2,2 тыс. м.

Начаты опытно-промышленные работы по бурению многозабойных скважин в ООО «Севкомнефтегаз» (совместный проект с норвежской компанией Equinor). Успешно пробурена и введена в эксплуатацию первая многозабойная скважина с конструкцией «фишбон» (основной ствол и три дополнительных боковых ствола) на пласт ПК-1 Северо-Комсомольского месторождения. В будущем планируется расширение применения подобных скважин для повышения эффективности разработки маломощных нефтяных пластов в подгазовых зонах.

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 2020 году расширило реализацию программы уплотняющего бурения на Приобском, Приразломном и Малобалыкском месторождениях. В рамках этой программы введено в эксплуатацию 137 скважин (+78 % к 2019 году), в том числе 48 ГС с МГРП (в среднем по пять портов на скважину). В дальнейшем планируется расширение данной программы и на других месторождениях предприятия, рост объемов уплотняющего бурения в новом пятилетнем плане составит +27 % к утвержденной программе.

С целью стабилизации добычи и повышения качества выработки запасов Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз» продолжает выполнение программы уплотняющего бурения. В 2020 году введена 261 уплотняющая скважина (64 % от общего количества введенных на месторождении скважин). Строительство скважин производится также с применением технологии горизонтального бурения с МГРП.

На Ванкорском месторождении успешно реализуется программа уплотняющего бурения. По итогам 2020 года дополнительная добыча от ввода 52 новых уплотняющих скважин составила 798 тыс. т. Использование передовых технологий бурения и заканчивания ГС в сложных геологических условиях месторождения обеспечило средний дебит в 99 т/сут, что в два раза превышает средний дебит новых скважин в целом по Компании.

Зарезка боковых стволов
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 2020 году данные мероприятия выполнены на 1,4 тыс. скважинах (+13 % к 2019 году), обеспечивших дополнительную добычу порядка 4 млн т нефти (+19 % к 2019 году).

Применение современных подходов и технологий зарезки боковых стволов позволяет не только возвращать в эксплуатацию аварийные скважины, но и совершенствовать системы разработки на зрелых месторождениях, в том числе с длительной историей разработки. Боковые горизонтальные стволы позволяют эффективно вовлекать в разработку интервалы пластов, не выработанные ранее пробуренными наклонно направленными скважинами.

Совершенствование конструкций боковых стволов за счет роста доли горизонтального бурения до 74 % (71 % в 2019 году) позволило увеличить среднегодовой дебит скважин после реконструкции методом бурения боковых стволов в 2020 году до 19,5 т/сут, что выше показателя предыдущего года (18,4 т/сут в 2019 году).

На месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2020 году выполнено 398 зарезок боковых стволов, в том числе 337 с горизонтальным типом заканчивания (+13 % к 2019 году). Активное применение горизонтальных боковых стволов на зрелых месторождениях, например в пластах меловой системы Усть-Балыкского и Мамонтовского месторождений, позволяет получать высокие запускные дебиты нефти – до 450 т/сут, несмотря на более чем 50-летнюю историю эксплуатации данных месторождений. В результате применения предприятием новых технологий среднегодовой дебит скважин после зарезки боковых стволов в 2020 году составил 22,8 т/сут (среднее значение показателя по Компании – 19,5 тут). По программе оценочных зарезок боковых стволов пробурены 33 скважины на новые неразрабатываемые в настоящее время ачимовские и юрские залежи. Максимальные запускные дебиты нефти (до 244 т/сут) получены на ачимовском пласте Кудринского месторождения.

АО «Самотлорнефтегаз» в 2020 году запустило в работу максимальное среди предприятий Компании количество скважин после реконструкции методом зарезки боковых стволов – 513 штук, что также является рекордом для предприятия за последние пять лет и на +21 % больше, чем в 2019 году. Основной объем бурения был переориентирован на пласты монолитного строения АВ4–5 и БВ8(1–3) с минимальным временем строительства и максимальными запускными дебитами (44,9 т/сут при среднем по предприятию 34,4 т/сут). Выполненные мероприятия обеспечили дополнительную добычу нефти – 844,9 тыс. т (+9,4 % к 2019 году).

ООО «РН-Ванкор» в 2020 году достигло рекордной дополнительной добычи за весь исторический период от программы зарезки боковых стволов в количестве 0,55 млн т нефти (+71 % к максимальному до этого уровню 2018 года) исключительно благодаря началу реализации технологии применения комбинированных колонн при строительстве скважин. Применение данной технологии позволяет существенно расширить диапазон рабочего забойного давления при эксплуатации скважин, что обеспечивает большую гибкость в управлении режимом работы скважины и продлевает ее срок эксплуатации. По данной технологии в 2020 году были закончены строительством восемь скважин (из 50 запущенных в добычу), которые обеспечили 28 % дополнительной добычи от всей годовой программы зарезки боковых стволов. Также на предприятии продолжается реализация реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов с многозабойным окончанием. По итогам 2020 года введено шесть таких скважин (в 2019 году – три скважины) с ростом среднего запускного дебита до 129 т/сут (+14 % к уровню 2019 года).

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2020 году приступило к реализации программы реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов, одна из задач которой – возврат в эксплуатацию ранее пробуренных и выполнивших свое назначение ГС за счет изменения их конструкции на многоствольную. На Среднеботуобинском месторождении запущены в работу первые две скважины после подобной реконструкции методом бурения нескольких боковых стволов.

С целью повышения продуктивности скважин и возможности вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов в АО «Самаранефтегаз» с 2016 года ведется активное внедрение малогабаритного глубинно-насосного оборудования при реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола, что позволило нарастить долю применяемых установок данной конструкции в 2020 году до более чем 75 % и обеспечить максимальный за последние пять лет средний прирост в 28,1 т/сут.

ООО «Башнефть-Добыча» в 2020 году достигло исторического максимума по количеству операций по реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола, введя 126 скважин и обеспечив дополнительную добычу 223,5 тыс. т, что более чем в два раза превышает результат 2019 года (53 операции, 112,5 тыс. т).

ООО «РН-Уватнефтегаз» с целью увеличения добычи и обеспечения проектных коэффициентов извлечения запасов в 2020 году более чем в два раза увеличило количество мероприятий по зарезке боковых стволов, что позволило добыть 131,5 тыс. т нефти, превысив уровень дополнительной добычи нефти от зарезки боковых стволов 2019 года более чем в три раза.

Геолого-технические мероприятия на дополнительную и восстановленную добычу
Геолого-технические мероприятия на дополнительную и восстановленную добычу

В соответствии с утвержденной Стратегией Компания продолжает повышать эффективность геолого-технических мероприятий. В 2020 году количество геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу (без учета скважин эксплуатационного бурения и мероприятий по реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов) составило 4 473 операции. Дополнительная добыча за счет геолого-технических мероприятий составила 5,1 млн т нефти и газового конденсата.

Количество геолого-технических мероприятий на восстановление базовой добычи в 2020 году составило 8,8 тыс. мероприятий, восстановленная добыча – 10,8 млн т. При этом удельная добыча на скважину по мероприятиям на восстановление базовой добычи увеличилась на 6,5 % относительно 2019 года – с 1,16 тыс. т до 1,23 тыс. т на скважину. Основным драйвером роста удельной добычи геолого-технических мероприятий на восстановление базовой добычи является рост эффективности мероприятий по обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) и оптимизации режимов работы скважин (ОПТ). В 2020 году выполнено 3 743 ОПЗ с общей восстановленной добычей 3,3 млн т (+3 % к 2019 году) и 3 212 ОПТ с общей восстановленной добычей 5,5 млн т.

Контроль режима работы скважин в сложных геологических условиях и управление им
Контроль режима работы скважин в сложных геологических условиях и управление им

С целью минимизации рисков преждевременных прорывов газа газовой шапки (а также возможности ограничения притока и регулирования газа при помощи муфты) или подстилающей воды в Компании применяются устройства контроля притока, с помощью которых возможно ограничить приток нежелательного флюида к отдельным интервалам ГС.

В ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2019 году были успешно реализованы опытно-промышленные работы по применению устройств контроля притока в горизонтальных и многозабойных скважинах Среднеботуобинского месторождения. По итогам 2020 года наблюдаются стабилизация газового фактора без ограничения в работе скважин и увеличение добычи нефти, для ГС – снижение газового фактора в четыре раза и увеличение дебита нефти в два раза, для многозабойных скважин – снижение газового фактора в шесть раз. По итогам опытно-промышленных работ запланировано тиражирование технологии на 41 скважине месторождения.

В 2020 году продолжено использование автономных устройств контроля притока и систем заканчивания со сдвижными муфтами на ГС ООО «Севкомнефтегаз» 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 50 скважин, в том числе 42 скважины с применением устройств контроля притока.

Данная технология также впервые опробована в АО «Тюменнефтегаз» – в 2020 году оборудованы первые пять скважин. По результатам предварительного моделирования за счет выравнивания профиля притока рост накопленной добычи нефти составит до 25 %. Предприятие планирует приступить к полномасштабному внедрению данной технологии в 2022–2024 годах.

В 2020 году на трех скважинах Ванкорского месторождения начаты работы по мониторингу профилей притока методом маркерной диагностики. Данная технология позволяет вести мониторинг профилей притока горизонтальных и многозабойных скважин без остановки добычи и внутрискважинных операций. В случае успешных итогов выполненные работы позволят получить информацию по особенностям работы скважины в пласте для своевременного и адресного реагирования по устранению осложнений при эксплуатации скважины.

Сейсмогеологический анализ и детальная интерпретация геолого-технологических исследований на Юрубчено-Тохомском месторождении АО «Востсибнефтегаз» на этапах проектирования, геологического сопровождения бурения и заканчивания скважин позволили идентифицировать потенциальные интервалы поступления газа и подошвенных вод. По результатам проведенных исследований начаты опытно-промышленные работы по применению сегментируемых хвостовиков с превентивным перекрытием набухающими пакерами интервалов потенциального поступления в скважину нежелательных флюидов. Планируется применить данный опыт на Куюмбинском месторождении ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз».

Центр геологического сопровождения бурения скважин

В 2020 году Центр геологического сопровождения бурения скважин (ЦГСБС) ПАО «НК «Роснефть» осуществил сопровождение 3 018 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, что является историческим рекордом с начала работы в 2008 году. За последние пять лет объем работ, выполненных ЦГСБС, вырос в три раза. Высокие показатели были достигнуты за счет внедрения новых технологий и совершенствования методологии, развития корпоративных ИТ-решений, а также мероприятий, направленных на обучение и повышение профессиональных компетенций сотрудников ЦГСБС (организована корпоративная Школа геонавигации, ежегодно проводится семинар по геологическому сопровождению бурения скважин и геомеханике).

Высокий уровень профессионализма сотрудников ЦГСБС подтверждают результаты чемпионатов России и мира по геонавигации, в рамках которых было необходимо «пробурить» с помощью виртуального симулятора несколько ГС разного уровня сложности и обеспечить максимальную проходку по нефтенасыщенному пласту. Команда ПАО «НК «Роснефть» на чемпионате России заняла первое место в командном зачете (участвовали специалисты из пяти крупнейших компаний). На чемпионате мира сотрудник Компании занял первое место (участвовали более 250 человек из 60 компаний и 20 стран).

В 2020 году продолжилось развитие направлений работ, выполняемых в рамках геологического сопровождения бурения. К геонавигации, интерпретации каротажа во время бурения, анализа данных геолого-технологических исследований и геомеханическому моделированию добавилось направление по сейсмогеологическому сопровождению бурения сложных скважин.

Развитие внутреннего геофизического сервиса

За 2020 год на базе собственного геофизического сервиса ООО «Башнефть-Петротест» начало работы по высокотехнологичным методам геофизических исследований скважин на объектах ООО «Башнефть-Добыча», продолжило выполнение промыслово-геофизических исследований и прострелочно-взрывных работ в Республике Башкортостан и Краснодарском крае, проводило сопровождение испытаний новых технологий в области геофизических исследований в процессе бурения в ПАО «Варьеганнефтегаз», АО «Самотлорнефтегаз», АО «Оренбургнефть», ООО «Башнефть-Добыча» и др. Также в 2020 году инициировано новое направление деятельности ООО «Башнефть-Петротест» – петрофизическое сопровождение в процессе бурения на объектах ООО «РН-Юганскнефтегаз» и АО «Роспан Интернешнл».

В рамках реализации программы научно-технического сотрудничества между ПАО «НК «Роснефть» и Госкорпорацией «Росатом» в 2020 году подписано соглашение о сотрудничестве в области усовершенствования методики обработки и интерпретации данных аппаратуры серии АИНК-ПЛ. Реализация данного соглашения позволит усовершенствовать вышеуказанную методику для скважин открытого и закрытого ствола и провести испытание аппаратуры АИНК-ПЛ на производстве для проверки работоспособности в различных геолого-технических условиях.

Совершенствование корпоративного программного обеспечения

Линейка прикладного программного обеспечения Компании по направлению «Геология и разработка» пополняется новыми решениями. В 2020 году успешно завершена разработка и апробация первой версии симулятора «РН-ГЕОСИМ», предназначенного для геологического моделирования и анализа месторождений углеводородов с использованием трехмерных геологических моделей. Продолжается разработка программного комплекса по интерпретации геофизических исследований скважин «РН-ПЕТРОЛОГ». Разработаны модули, позволяющие загружать, хранить и визуализировать в дереве проекта данные геофизических исследований скважин, гармонизировать данные петрофизического проекта для дальнейшей многоскважинной обработки, интерактивно редактировать данные в графическом режиме и выводить статистическую информацию по данным петрофизического проекта.

В рамках дальнейшего развития успешно завершена техническая модернизация гидродинамического симулятора «РН-КИМ» и информационной системы для анализа геолого-промысловой информации и мониторинга разработки месторождений «РН-КИН». По итогам 2020 года количество моделей, созданных в корпоративном гидродинамическом симуляторе, составило 85 %.

Система повышения производственной эффективности

В Компании сформирована и постоянно действует комплексная Система повышения производственной эффективности (далее — СППЭ), целью которой является отбор и реализация наиболее перспективных производственных инициатив — проектов по повышению производственной эффективности отдельных дочерних обществ, приводящих к существенному повышению эффективности производственных процессов всей Компании, целенаправленно оптимизируя согласованные ранее затраты. Каждый проект ППЭ проходит жесткий отбор с помощью комплекса технических и экономических экспертиз с последующим тиражированием в случае успешной реализации. По итогам 2020 года было утверждено более 400 паспортов проектов повышения производственной эффективности, а с момента запуска СППЭ в 2018 году — уже более 650. Экономический эффект от реализации и тиражирования проектов составил ~20 млрд руб. в 2020 году и ~35 млрд руб. с момента запуска СППЭ.