ПАО «НК «Роснефть». Годовой отчет за 2018 год - часть 6

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Геологоразведочные работы на суше Российской Федерации

СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ ПРОГРАММЫ ГРР КОМПАНИИ

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ГРР

Обеспечение 100 % восполнения
запасов жидких углеводородов
(ЖУВ).

Компания «Роснефть» совместно с ВР
и WG ведет разработку уникальной
системы регистрации сейсмических
данных, аналогов которой нет в мире.
Впервые в мире в России были
проведены зимние тестовые работы
3D в Западной Сибири, на Ай-Яун-
ском лицензионном участке. Съемка
проводилась параллельно с производ-
ственными работами по стандартной
методике. Обработка полученных дан-
ных полностью завершена. Результаты
превзошли ожидания: значительно
повысилась геологическая информа-
тивность, производительность, дока-

зана возможность проведения работ
в эксклюзивных зонах.

Для повышения успешности поисково-
разведочного бурения продолжилось
поэтапное внедрение передовых
технологий обработки и интерпретации
сейсмических данных. В частности,
использованы инновационные подходы
учета неоднородностей верхней части
разреза для минимизации погреш-
ности прогноза структур. На этапе
проектирования проводится конечно-
разностное моделирование волнового
поля с целью выбора оптимальных
параметров сейсмической съемки.

Повышение успешности поиско-
во-разведочного бурения до 95 %
к 2022 году за счет развития техно-
логий и инновационных решений.

Развитие ресурсного потенциала
и рациональное освоение недр при стро-
гом соблюдении норм экологической
безопасности и широком внедрении
современных технологий является одним
из ключевых приоритетов Компании.

По итогам 2018 года на суше Российской
Федерации завершены испытанием
142 поисково-разведочные скважины

с высоким уровнем успешности – 84 %.
Выполнено около 5 тыс. пог. км сейсмо-
разведочных работ 2D и 10 тыс. кв. км
сейсморазведочных работ 3D.

В результате успешного проведения ГРР
открыто 23 месторождения и 230 но-
вых залежей с суммарными запасами
250 млн т н. э.

В Компании разработан и реализуется
комплекс научно-исследовательских
и опытных работ, а также мероприятия
по созданию собственного геофизиче-
ского сервиса. Внедрены методы моде-
лирования полевых сейсморазведочных
работ, позволяющие получить опти-
мальные системы наблюдения для ряда
Обществ Группы.

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Структура доказанных запасов

углеводородов (нефть, конденсат,

ЖУВ) по классификации PRMS, млн т

Структура доказанных

запасов рыночного газа

по классификации PRMS, млрд куб. м

Независимый международный аудит запасов

Западная Сибирь
Урало-Поволжье
Восточная Сибирь
Тимано-Печора
Зарубежные страны
Юг России
Шельф (кроме Арктики)
Дальний Восток

3 103

716

399

4 377

млн т

2 075

154

2 420

млрд куб. м

Западная Сибирь
Восточная Сибирь
Урало-Поволжье
Юг России
Шельф
Зарубежные страны
Тимано-Печора
Дальний Восток

Доказанные запасы углеводородов
ПАО «НК «Роснефть» на 31 декабря
2018 года по классификации SEC состави-
ли 41 431 млн барр. н. э. (5 597 млн т н. э.).
Запасы углеводородов по сравне-
нию с запасами на конец 2017 года
увеличились на 1 524 млн барр. н. э.
(202 млн т н. э.), или на 4 %. Аудит,
предусматривающий оценку запасов
до конца срока рентабельной разработки
месторождений, проведен компанией
DeGolyer & MacNaughton.

Обеспеченность Компании доказан-
ными запасами углеводородов по ито-
гам 2018 года составила более 20 лет
по классификации SEC. Коэффициент
замещения доказанных запасов углево-
дородов в 2018 году по классификации
SEC составил 173 %

На протяжении ряда лет ПАО «НК «Рос-
нефть» с заметным отрывом лидирует
среди крупнейших публичных между-
народных нефтегазовых компаний
по уровню обеспеченности доказан-
ными запасами по классификации SEC
и коэффициенту замещения доказанных
запасов. При этом Компания демон-

Коэффициент замещения рассчитан в тоннах нефтяного эквивалента. Коэффициент замещения в баррелях нефтяного эквивалента составил 175 %.

Запасы углеводородов по международным классификациям, млрд барр. н. э.

стрирует самые низкие издержки на по-
иск и разработку запасов углеводородов
среди международных энергетических
компаний.

По классификации PRMS (Систе-
ма управления углеводородными

ресурсами) по оценке компании
DeGolyer & MacNaughton запасы углево-
дородов по категории 1Р на 31 декабря
2018 года составили 47 045 млн барр. н. э.
(6 368 млн т н. э.), 2Р –
84 094 млн барр. н. э. (11 388 млн т н. э.),
3Р – 121 165 млн барр. н. э. (16 426 млн т н. э.).

32 230

58 098

PRMS 1P

Жидкие углеводороды

Газ

PRMS 2P PRMS 3P

SEC 1P

PRMS 1P

PRMS 2P PRMS 3P

SEC 1P

PRMS 1P

PRMS 2P PRMS 3P

SEC 1P

84 782

27 335

13 845

23 989

31 976

10 437

46 075

82 087

116 758

37 772

46 520

83 838

120 853

39 907

47 045

84 094

121 165

41 431

14 064

24 463

32 597

11 873

14 741

24 174

32 405

12 578

32 456

59 375

88 256

28 034

32 304

59 920

88 760

28 853

2016 год

2017 год

2018 год

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Восполнение запасов по регионам

Западная Сибирь

В 2018 году на новом, сформированном
в 2017 году Эргинском нефтегазовом
кластере в Западно-Сибирском регионе
по результатам переиспытания поиско-
во-оценочной скважины

№ 16 Новоен-

дырской, из которой после гидроразрыва
пласта (ГРП) получен приток нефти дебитом
26,9 куб. м / сут., открыто Иртышское место-
рождение с запасами нефти и растворен-
ного газа 22,5 млн т н. э. (НИЗ С1 + С2).

ООО «РН-Уватнефтегаз» последовательно
реализует стратегию освоения Уватско-
го проекта, в том числе по ежегодному
увеличению темпов прироста извлекаемых
запасов. Как показывают результаты работы
в 2018 году, геологи по-прежнему разведыва-
ют существенно больше нефтяных запасов,
чем извлекают из недр. Так, по итогам дея-
тельности ООО «РН-Уватнефтегаз» в 2018 году
превышение прироста запасов категорий
АВ1С1 (25,2 млн т) над объемами добычи
(добыча 10,6 млн т нефти) составило 238 %.

Основным достижением программы
ГРР ООО «РН-Уватнфетегаз» является
открытие двух новых месторождений
на территории Ханты-Мансийского авто-
номного округа – Югры (ХМАО – Югры) на
Юганском-11 и Юганском-12 лицензионных

Открыты два новых месторождения
и

76 новых залежей

с суммарными запасами АВ1С1 + В2С2
193,2 млн т н. э.

участках по результатам бурения первых
поисковых скважин.

Компания активно продолжает развивать
газовый бизнес. По газовым активам Ком-
пании в 2018 году выполнены ГРР в объеме:
сейсморазведка 3D – 280 кв. км, заверше-
но испытаниями две скважины. Прирост
запасов газа Компании в Западной Сибири
в 2018 году составил 107,7 млрд куб. м. Про-
должается работа по изучению нетради-
ционного газонасыщенного коллектора
Березовской свиты на территории Запад-
ной Сибири. В 2018 году по результатам
испытания скважин в интервале Березов-
ской свиты на Харампурском месторожде-
нии были открыты новые газовые залежи
в пластах ВБ1 и НБ1.

Прирост извлекаемых запасов газа
категории В1 + В2 в пределах Харампур-
ского лицензионного участка составил
79,9 млрд куб. м газа.

С 1996 года Компания ведет работы на Рус-
ско-Реченском лицензионном участке,
расположенном в Тазовском районе ЯНАО,
на границе с Красноярским краем. По ре-
зультатам ГРР 2018 года при испытании
скважины 749 Русско-Реченской получен
рекордный фонтанный дебит нефти с рас-
творенным газом 903 куб. м / сут.

В рамках продолжения работ по изуче-
нию Гыданского полуострова в 2018 году
АО «Роспан Интернешнл» завершена
интерпретация сейсморазведочных работ
3D Минховского лицензионного участка,
подтверждены перспективы месторожде-
ния, уточнены местоположения поисковых
и разведочных скважин.

222,8 млн т

нефти и конденсата

107,7 млрд куб. м

газа –

прирост запасов

39,4 млн т

нефти и конденсата

34,4 млрд куб. м

газа – прирост

запасов в Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке

Восточная Сибирь и Дальний

Восток

Технологическое развитие Компании
в части повышения эффективности ГРР
касается не только полевых сейсморазве-
дочных работ, но и методик их интерпрета-
ции. В результате всестороннего анализа
геолого-геофизических материалов была
разработана методика прогноза обла-
стей развития улучшенных коллекторов
в пластах, приуроченных к выступам
фундамента и рифогенным постройкам
в осинском горизонте. Применение совре-
менных высокотехнологичных подходов
к интерпретации геолого-геофизических
данных (сейсмическая инверсия, расчет
сейсмических атрибутов, комплексный
анализ результатов) и совершенствование
геологической концепции привело к высо-
кой успешности ГРР.

В 2018 году по результатам сейсморазве-
дочных работ уточнена геолого-геофи-
зическая модель строения Даниловского,
Санарского лицензионных участков
и Верхнеичерского месторождения, опре-
делены приоритетные объекты для по-
становки поисково-оценочного и разве-
дочного бурения в 2019 году в пределах
выполненных съемок 3D. Согласно мате-
риалам обработки и экспресс-интерпрета-
ции сейсморазведочных данных 2018 года,

Открыты две новые залежи с запасами
АВ1С1 + В2С2

1,1 млн т н. э.

поисково-разведочные скважины

с успешностью 87 % завершены испытаниями

Выполнено

3,6 тыс. кв. км

сейсморазведочных работ 3D

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

на Западно-Чонском и Средне-Кочемском
лицензионных участках подтверждаются
перспективы участков, предварительно
оконтурены интересующие объекты.
По результатам поисково-оценочного
и разведочного бурения уточнена модель
строения Верхнечонского, Северо-
Даниловского, Южно-Даниловского,
Верхнеичерского месторождений и ме-
сторождения им. Савостьянова на Мог-
динском лицензионном участке. При этом
в скважине Даниловская-82 Южно-
Даниловского месторождения получен
рекордный для объекта Б5 дебит нефти –
320 куб. м / сут. Прирост запасов по ито-
гам ГРР 2018 года составил 19 млн т н. э.
по категории В1С1.

На Хатангском кластере Компании
на полуострове Таймыр в 2018 году за-
вершены масштабные сейсморазведоч-
ные работы 2D 4 476 пог. км, в том числе
в 2018 году – 1 827 пог. км (Владимирский,
Кунгасалахский, Купчихтасский лицензи-
онные участки).

На проектах Красноярского края с целью
подтверждения продуктивности для слож-
нопостроенных трещиноватых карбонат-
ных коллекторов и увеличения площади
запасов в 2018 году продолжаются работы
по бурению многоствольных разведочных
скважин. Усложнение конструкции разве-
дочных скважин в сложных геологических
условиях позволило достичь плановых
уровней приростов запасов, актуализи-
ровать геологическую модель, снять гео-
логические риски для эксплуатационного
бурения. Принято решение о тиражирова-
нии технологии для сложнопостроенных
карбонатных коллекторов в Восточной
Сибири и Тимано-Печоре.

поисково-разведочных скважин

с успешностью 73 % завершены испытанием

Урало-Поволжье,

Тимано-Печора и юг России

На юге Российской Федерации по активам
Компания продолжает планомерно выпол-
нять ГРР с целью восполнения ресурсной
базы региона. В 2018 году выполнены
сейсморазведочные работы 2D в объе-
ме 68 пог. км, завершена испытанием
одна скважина в старейшем нефтегазодо-
бывающем регионе России на территории
Республики Дагестан. Для поиска перспек-
тивных объектов в условиях сложной гео-
логии, больших глубин, высокой плотности
объектов инфраструктуры и сельского
хозяйства были применены современные
технологии ведения сейсморазведочных
работ 2D и обработки полевых материалов.
По результатам работ наиболее пер-
спективной была определена структура
на Западно-Избербашском лицензионном
участке, на которой и было рекомендовано
бурение скважины.

Выполнено

4,8 тыс. пог. км

сейсморазведочных работ
2D и

1,7 тыс. кв. км

сейсморазведочных работ 3D

Результат бурения скважины

№ 1 Западно-

Избербашская подтвердил возможности
новых открытий в старых нефтегазо-
добывающих регионах. В настоящее
время на территории Республики Дагестан
Компания продолжает ГРР в пределах
Карланюртовского, Каратюбинского,
Карабудахкентского, Димитровского лицен-
зионных участков, осуществляется анализ
нераспределенного фонда недр с целью
последующего лицензирования.

Открыто

21 месторождение

152 новые залежи

с суммарными запасами АВ1С1 + В2С2 всех
открытий 55,4 млн т н. э.

67,9 млн т

нефти и конденсата

7,9 млрд куб. м

газа –

общий прирост запасов в Волго-Уральском
регионе, Тимано-Печоре и на юге России

скважин с успешностью 84 %

завершены испытаниями

Выполнен значительный объем сейсмораз-
ведочных работ методом общей глубинной
точки (МОГТ) 3D –

4,6 тыс. кв. км

68 пог. км 2D

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Добыча жидких углеводородов

2.2

Добыча углеводородов ПАО «НК «Роснефть» в 2018 году

составила 285,5 млн т н. э. (5,80 млн барр. н. э. / сут.),

что на 1,3 % выше уровня 2017 года.

В 2018 году добыча Компании состави-
ла 230,2 млн т жидких углеводородов
(4,67 млн барр. / сут.), превысив средне-
суточный объем производства 2017 года
на 2,1 %. Среди ключевых факторов
роста – достижение рекордных объемов
производства на крупнейшем акти-
ве Компании «РН-Юганскнефтегаз»,
запуск новых крупных месторождений
и гибкое маневрирование разработкой
действующих месторождений в условиях
выполнения Компанией договоренностей
по ограничению добычи в рамках Согла-
шения ОПЕК+.

После снятия ограничений Компании
удалось оперативно нарастить добычу
благодаря корректности стратегическо-
го выбора активов и подготовленному
потенциалу дополнительной добычи.
За счет применения технологически
оптимального режима управления
фондом высокообводненных и низко-
эффективных скважин на зрелых
месторождениях в условиях улучшения
рыночной конъюнктуры Компании
удалось полностью восстановить объемы
добычи до уровня начала реализации
Соглашения ОПЕК+ (октябрь 2016 года)
и нарастить добычу на новых проектах.

За время действия Соглашения ОПЕК+
ПАО «НК «Роснефть» внесло наиболь-
ший вклад в объем сокращения добычи
со стороны Российской Федерации.
В декабре Компания продемонстрирова-
ла рост среднесуточной добычи нефти
и газового конденсата в Российской Фе-
дерации на 4,7 % по сравнению с декаб-
рем 2017 года.

За 2018 год проходка в эксплуатационном
бурении сохранилась на уровне 2017 года
и составила более 12 млн м, при этом
в два раза увеличен объем строительства
сложных многоствольных и высоко-
продуктивных многозабойных скважин
(МЗС).

Число вновь введенных скважин по ито-
гам года увеличилось на 3,5 % – до свы-
ше 3,4 тыс. единиц. Доля горизонтальных
скважин выросла до 48 %, а количе-
ство новых горизонтальных скважин
с многостадийным гидроразрывом
пласта (МГРП) увеличилось на 51 %. Доля
собственного бурового сервиса в общем
объеме проходки поддерживается
на уровне более 50 %.

Добыча нефти, газового конденсата

и ЖУВ, млн т

135,0

46,4

39,4

4,1

1,9

3,4

230,2

млн т

Западная Сибирь
Урало-Поволжье
Восточная Сибирь и Дальний Восток
Тимано-Печора
Юг (включая Краснодарский край
и «Приазовнефть»)
Зарубежные проекты

В начале августа был установлен отраслевой
рекорд по суточной проходке бурения – 56 708 м,
превысив предыдущее достижение практически
на 7 %. Рост показателей бурения стал возможен
благодаря совершенствованию системы планиро-
вания и управления бурением, а также эффектив-
ному внедрению новых технологий.

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Ввод новых скважин по типам (шт.)

1 823

Наклонно-направленные
Горизонтальные
В том числе МГРП

1 661

1 082

Ввод новых скважин из бурения (шт.)

Действующий фонд нефтяных скважин

(шт.)

1 839

2 625

3 366

2015

3 484

2016

2017

2018

38 202

54 397

56 177

2015

56 590

2016

2017

2018

В соответствии с намеченными пла-
нами продолжено развитие пула
новых активов. Суммарная добыча
жидких углеводородов за 2018 год
на Сузунском, Восточно-Мессояхском,
Юрубчено-Тохомском и Кондинском
месторождениях, запущенных с 2016 года,

составила более 75 млн барр. В 2018 году
Компания обеспечила поэтапный ввод
в эксплуатацию Тагульского, Русского,
Куюмбинского месторождений и вто-
рой очереди Среднеботуобинского
месторождения с полкой добычи более
140 млн барр.

Применение новых технологий

В ПАО «НК «Роснефть» применяются
самые передовые технологии внут-
рискважинных работ, предлагаемые
высокотехнологичными компаниями,
предоставляющими внутренний и внеш-
ний сервис и являющимися лидерами
в предоставлении нефтесервисных услуг
в Российской Федерации.

Одним из наиболее эффективных видов
геолого-технических мероприятий (ГТМ)
является ГРП. Учитывая значительное
многообразие горно-геологических усло-
вий в регионах деятельности Компании,
для обеспечения максимальной техно-
логической успешности и экономиче-
ской эффективности проводимых работ
необходимо применение разнообразных
технологических решений.

Активно внедряются технологии МГРП.
Выполнено тестирование и развитие
технологии по ГРП для возможности
проведения селективных и повторных
ГРП на новых скважинах и скважинах,
находящихся в эксплуатации, с целью
сокращения времени на ввод скважины
в работу.

Ежегодно в Компании выполняется
около 10 тыс. операций ГРП, для кото-
рых требуется моделирование дизай-
нов и анализ фактически достигнутых
показателей в специализированном
программном обеспечении. С целью
обеспечения технологической неза-
висимости в области программного
обеспечения для проектирования ГРП
в «Роснефть» разработан, прошел

опытно-промышленные испытания
в ООО «РН-Юганскнефтегаз», АО «Самот-
лорнефтегаз», ПАО «Варьеганнефтегаз»,
АО «РН-Няганьнефтегаз» импортозаме-
щающий корпоративный симулятор ГРП
«РН-ГРИД». В этих обществах внутренний
сервис ООО «РН-ГРП» перешел на 100 %
применение «РН-ГРИД» при выполнении
всех операций ГРП. С момента внед-
рения «РН-ГРИД» разработано более
пяти тыс. дизайнов ГРП, по которым
проведено более 2,5 тыс. скважино-опе-
раций с полным циклом проектирования
в корпоративном симуляторе.

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Применение современных технологий для поддержания уровня

добычи

Ключевую роль в поддержании уровней
добычи нефти и конденсата играет вы-
полнение ГТМ, в первую очередь бурение
и ввод новых скважин. Успешное примене-
ние технологии горизонтальных скважин
с МГРП на зрелых активах, а также актив-
ное разбуривание новых проектов горизон-
тальными скважинами, включая технологии
МЗС, позволили в 2018 году увеличить ввод
новых скважин из эксплуатационного
бурения Компании на 3,5 % по сравнению
с 2017 годом (с 3 366 до 3 484 скважин)
и дополнительную добычу от ввода новых
скважин с 19,5 млн т до 20,4 млн т, в том числе:

▪

АО «Самотлорнефтегаз» ввод в эксплуа-
тацию новых скважин увеличен на 44 %,
а дополнительная добыча – на 34 %
к 2017 году за счет эффективного приме-
нения ГС с МГРП и в результате получе-
ния инвестиционных стимулов;

▪

АО «РН-Няганьнефтегаз» ввод в эксплуа-
тацию новых скважин увеличен на 24 %,
а дополнительная добыча – на 56 %
к 2017 году за счет оптимизации техноло-
гии заканчивания ГС с МГРП.

Технология ГС с МГРП существенно
повышает продуктивность скважин, охват
запасов разработкой, а также позволя-
ет сократить фонд скважин и повысить
экономическую эффективность проектов.
В 2018 году с целью повышения эффек-
тивности извлечения запасов проведена
оптимизация системы разработки Кондин-
ского месторождения, в результате доля
горизонтальных скважин в АО «НК «Конда-
нефть» возросла с 23 % в 2017 году до 42 %,
что привело к увеличению среднегодового
дебита на 55 %.

Кроме того, в ходе дальнейшей реализа-
ции ранее принятых решений в области
разработки количество ГС с МГРП в це-
лом по Компании увеличилось на 51 %
по сравнению с 2017 годом (в 2018 году

введено свыше 1 тыс. скважин), а доля всех
горизонтальных скважин в общем объеме
увеличилась с 36 % в 2017 году до 48 %.

Помимо роста объемов новых ГС с МГРП,
в Компании проводятся опытно-про-
мышленные работы по оптимизации
конструкций за счет увеличения длины
горизонтальной секции и количества
стадий ГРП с целью повышения продуктив-
ности скважин и увеличения охвата запасов
разработкой.

В OOO «РН-Юганскнефтегаз» введено
более 30 скважин с увеличенной длиной
горизонтальной секции (свыше 1,2 тыс. м)
и с восемью и более стадиями ГРП. Средний
пусковой дебит данных скважин в полтора
раза выше скважин с обычной длиной
и обычным количеством стадий.

В АО «Самотлорнефтегаз» введено более
20 скважин с увеличенной длиной го-
ризонтальной секции (свыше 1,2 тыс. м)
и с восемью и более стадиями ГРП. Средний
пусковой дебит данных скважин на 16 %
выше скважин с обычной длиной и обыч-
ным количеством стадий.

Продолжается опробование и внедрение
технологии МЗС на объектах разработки
со сложным геологическим строением,
в частности на пластах с подстилающей
водой и/или газовой шапкой. В 2018 году
введено в эксплуатацию более 70 новых
МЗС, в том числе 39 МЗС на месторождени-
ях Ванкорского кластера.

В ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
на Среднеботуобинском месторождении
завершено строительство шести МЗС,
в том числе скважины с суммарной длиной
в целевом пласте свыше 5,2 тыс. м. На-
чальная продуктивность данной скважины
в пять раз превышает продуктивность
традиционных горизонтальных скважин.

В АО «Томскнефть» ВНК реализуется
программа МЗС на пластах со сложным
геологическим строением. В 2018 году
введено 19 МЗС со средним пусковым
дебитом 39 т/сут, что более чем на 40 %
выше обычных скважин с горизонтальным
заканчиванием.

В 2018 году в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
выполнено около 400 зарезок боковых
стволов (ЗБС), в том числе с горизонталь-
ным закачиванием (ЗБГС) – более 250 ме-
роприятий. Активно реализуется програм-
ма на зрелых месторождениях: например,
на объекте БС10 Мамонтовского и Южно-
Балыкского месторождений получаемые
запускные дебиты превышают
200–300 т/сут по отдельным скважинам.
Кроме того, на низкопроницаемых залежах
выполняются ЗБГС с проведением МГРП,
в частности, на Приобском месторождении
в отдельных случаях достигались дебиты
до 100 т/сут.

Рост ввода новых

горизонтальных скважин

с МГРП

на

51 %

в 2018 году

>20

млн т

добыто из новых скважин,

введенных в 2018 году

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

2.3

Краткий обзор производства

по регионам деятельности

Западная Сибирь

Западная Сибирь — основной регион добы-
чи нефти Компании. В 2018 году на долю за-
падносибирских активов приходилось 59 %
добычи жидких углеводородов Компании.
Главные добывающие активы Компании
в Западной Сибири — ООО «РН-Юганск-
нефтегаз» (30 % от общей добычи жидких

ООО «РН-Уватнефтегаз»

лицензионных участков

на территории Тюменской

и Омской областей, а также

ХМАО – Югры

70 %

доказанных запасов

сосредоточены на Усть-

Тегусском, Западно-Эпасском,

Урненском, Северо-Тямкинском

и Протозановском

месторождениях

10,8

млн т н. э.

добыча углеводородов

10,6

млн т

добыча жидких углеводородов

C 2004 по 2016 год ежегодная добыча нефти
на месторождениях Уватского проекта
выросла практически в 10 раз: с 1,2 млн
до 11,6 млн т. Снижение в 2017–2018 годах
связано с ограничением добычи по активу
в рамках выполнения Соглашения ОПЕК+.

В сентябре 2018 года ООО «РН-Уватнефте-
газ» добыло юбилейную 90-миллионную
тонну нефти с начала освоения Уватского
проекта.

Наибольший рост добычи жидких угле-
водородов в течение 2018 года – более
80 % – зафиксирован на месторождениях
Центрального Увата. Здесь в 2018 году
запущено в эксплуатацию перспективное
месторождение – Тальцийское. На сегод-
няшний день на нем добывается более
2,8 тыс. т нефти в сутки.

В прошедшем году на месторождениях
Уватского проекта было введено в добы-

чу 78 новых скважин. Запускной дебит
новых скважин из бурения вырос на 31 %
относительно 2017 года и превысил отметку
в 100 т/сут на скважину.

В 2018 году ООО «РН-Уватнефтегаз» добыло
первый миллион тонн нефти на Южно-Гав-
риковском месторождении. В настоящее
время 20 нефтяных скважин обеспечи-
вают среднесуточную добычу на уровне
1 тыс. т нефти.

углеводородов «Роснефти»), АО «Самотлор-
нефегаз» (8 % от общей добычи жидких
углеводородов «Роснефти») в ХМАО – Югре
и ООО «РН-Уватнефтегаз» (5 % от общей
добычи жидких углеводородов «Роснефти»)
на юге Тюменской области.

Для повышения эффективности извлечения
запасов месторождений Западной Сибири
в Компании была проведена масштабная
оптимизация существующих систем раз-
работки за счет перехода с традиционных
наклонно-направленных скважин на гори-
зонтальные скважины с МГРП (ГС с МГРП).
Данная технология существенно повышает

продуктивность скважин, охват запасов
разработкой, а также позволяет сократить
фонд скважин и повысить экономическую
эффективность проектов. ГС с МГРП ак-
тивно применяются на таких предприятиях
Западной Сибири, как ООО «РН-Юганск-
нефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», АО «Са-
мотлорнефтегаз», АО «РН-Няганьнефтегаз»
и ПАО «Варьеганнефтегаз».

Также Западная Сибирь является крупней-
шим регионом добычи газа. Объем добычи
газа за 2018 год составил 47,45 млрд куб. м.

содержание .. 4 5 6 7 ..