ПАО «НК «Роснефть». Годовой отчет за 2018 год - часть 7

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Несмотря на длительную историю обще-
ства, тренд по добыче ООО «РН-Юганск-
нефтегаз» устойчиво положительный:
17 октября 2018 года ООО «РН-Юганскнеф-
тегаз» установило очередной абсо-
лютный исторический рекорд суточной
добычи нефти – 197,5 тыс. т, что является
самым высоким показателем за всю
историю развития общества начиная
с 1964 года. Годовой уровень добычи
вырос на 5,5 % относительно 2017 года,
впервые в истории новой России превы-
сив порог в 70 млн т.

Высоких производственных показателей
ООО «РН-Юганскнефтегаз» достигло
благодаря совершенствованию методов
разработки трудноизвлекаемых запасов
нефти (ТРИЗ) Среднего Приобья, приме-
нению передовых технологий бурения
и заканчивания скважин, системной

работе по расширению ресурсной базы,
вводу новых производственных объек-
тов инфраструктуры и вкладу трудового
коллектива предприятия.

В 2018 году с запуском в эксплуатацию
Соровского месторождения начата добы-
ча на Восточно-Салымском лицензион-
ном участке. В рамках проекта реали-
зована синергия в области совместного
использования инфраструктуры под-
готовки нефти на Центральном пункте
сбора «Соровский» (ЦПС «Соровский»)
с последующей сдачей товарной продук-
ции в систему магистральных нефтепро-
водов «Транснефти». На месторождении
введено 15 новых скважин с суммарным
запускным дебитом более 10 тыс. т / сут.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» продолжило
устанавливать рекордные для отрасли

OOO «РН-Юганскнефтегаз»

лицензионных

участков

2,3

млрд т нефти

накопленная добыча с начала

освоения

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

80 %

доказанных запасов

сосредоточены на Приобском,

Мамонтовском, Малобалыкском

и Приразломном

месторождениях

74,1

млн т н. э.

добыча углеводородов в 2018 году,

из них

70,2

млн т

добыча жидких углеводородов

показатели по проходке и вводу новых
скважин из эксплуатационного бурения –
за 2018 год пробурено более 5 млн м гор-
ных пород, введено в эксплуатацию более
1,6 тыс. новых скважин, из которых 25 %
составили скважины горизонтальной
конструкции. Были продолжены опытно-
промышленные работы по бурению гори-
зонтальных скважин с увеличенной длиной
горизонтального участка и количеством
стадий МГРП, свыше 50 горизонтальных
скважин построены по технологии двухко-
лонной конструкции. За 13,4 суток построе-
на горизонтальная скважина с уникальной
комбинированной эксплуатационной
колонной глубиной более 4,7 тыс. м с дли-
ной горизонтального участка более 1,5 тыс. м.

В рамках реализации принятых реше-
ний по оптимизации систем разработки
на месторождениях ООО «РН-Юганскнеф-

тегаз» в 2018 году доля горизонтальных
скважин в эксплуатационном бурении
возросла с 14 % в 2017 году до 25 %, а доля
ГС с МГРП – с 12 % до 22 %. Введено 368 но-
вых горизонтальных скважин с МГРП, а об-
щее их количество с учетом ЗБГС с МГРП
превысило 500 скважин в год.

С целью повышения продуктивности
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 стадия-
ми ГРП. Средний пусковой дебит данных
скважин в полтора раза выше скважин
с обычной длиной и обычным количе-
ством стадий.

Суммарное количество операций ГРП
составило около 5,5 тыс., в том числе

проведены работы по ГРП в скважине
с 20-стадийной компоновкой заканчива-
ния.

Значимым направлением в работе
ООО «РН-Юганскнефтегаз» стала интен-
сификация разработки ТРИЗ, бурение
скважин на которые ранее считалось
нерентабельным. Предприятие проводит
испытания и внедряет новые технологии
заканчивания горизонтальных скважин
с МГРП, проводит опытно-промышленные
работы по увеличению длины горизон-
тальной части скважины и количества
стадий ГРП. Кроме того, реализуются
различные технические решения, направ-
ленные на повышение эффективности
эксплуатации горизонтальных скважин,
внедряются новые и оптимизируются
существующие системы разработки
месторождений.

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

24,3

млн т н. э.

добыча углеводородов

в 2018 году, из них

>19,4

млн т

добыча жидких углеводородов

АО «Самотлорнефтегаз»

лицензионных

участков

>98 %

доказанных запасов

сосредоточено на Самотлорском

месторождении

Промышленная добыча на Самотлор-
ском месторождении ведется с 1969 года,
пиковая добыча нефти на месторождении
превышала 150 млн т в год в 1980-е годы.

В связи с естественным истощением
остаточных запасов и высоким содержа-
нием воды в добываемой продукции (96 %),
текущая добыча нефти на месторождении
сопровождается вынужденной добычей
больших объемов воды. Основными зада-
чами по поддержанию добычи месторож-
дения являются применение новейших
технологий и ввод в освоение новых
неразработанных запасов.

В соответствии с Федеральным зако-
ном от 27 ноября 2017 года

№ 335-ФЗ

«О внесении изменений в части первую

и вторую Налогового кодекса Российской
Федерации и отдельные законодательные
акты Российской Федерации», с 1 января
2018 года к Самотлорскому месторождению
Компании применимы инвестиционные
стимулы в форме ежегодного снижения
НДПИ в размере 35 млрд руб. сроком
на 10 лет.

В результате предоставления инвестицион-
ных стимулов по Самотлорскому месторож-
дению и заблаговременного пересмотра
программы освоения Компании удалось
реализовать программу по стабилиза-
ции добычи и существенно сократить
ее снижение до 1,1 % в 2018 году после
нескольких лет падения на 3–5 %. По итогам
2018 года ввод новых скважин в добычу
превысил уровень 2017 года на 122 еди-

ницы, а реализация ГТМ – на 197 единиц.
Дополнительная добыча нефти и газо-
вого конденсата за счет ГТМ выросла
до 2,3 млн т, в том числе за счет бурения
новых скважин – 1,2 млн т.

В Компании продолжаются опыт-
но-промышленные работы по оптимизации
конструкций за счет увеличения длины го-
ризонтальной секции и количества стадий
ГРП с целью повышения продуктивности
скважин и увеличения охвата запасов
разработкой. В АО «Самотлорнефтегаз»
введено более 20 скважин с увеличенной
длиной горизонтальной секции (свыше
1,2 тыс. м) и с восемью и более стадия-
ми ГРП. Средний пусковой дебит данных
скважин на 16 % выше скважин с обычной
длиной и обычным количеством стадий.

С учетом данных по АО «Корпорация Югранефть».

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Восточная Сибирь и Дальний Восток (суша)

В Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке находятся крупные добывающие
активы Компании. В 2018 году достигнуты
высокие показатели добычи углеводо-
родов Ванкорского кластера и Верхне-
чонского месторождения, суммарно
на уровне более 36,3 млн т н. э.

В 2018 году рост добычи жидких углеводо-
родов в Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке достиг 8,1 % к уровню 2017 года
и составил 35,7

млн т. Основную долю

в добыче обеспечивают месторождения
Ванкорского кластера (60 % от общей
добычи регионов) и ПАО «Верхнечонск-
нефтегаз» (23 % от общей добычи).

В результате разработки новых про-
ектов добыча АО «Востсибнефтегаз»
и ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
в 2018 году была увеличена более
чем в два раза относительно 2017 года.
В соответствии с утвержденными плана-
ми Компания обеспечила поэтапный ввод
в эксплуатацию Тагульского, Куюмбин-
ского месторождений и второй очереди
Среднеботуобинского месторождения.

Ванкорский кластер

ООО «РН-Ванкор» является оператором
по освоению месторождений Ванкорского
кластера — Ванкорского (крупнейшего
из открытых за последние 20 лет), Сузун-
ского, Тагульского и Лодочного, распо-
ложенных в Туруханском и Таймырском

муниципальных районах на севере Красно-
ярского края.

С начала промышленной эксплуатации
Ванкорского месторождения в августе
2009 года накопленная добыча нефти
и конденсата превысила 169 млн т в резуль-
тате реализации программы ГТМ на дей-
ствующем фонде и бурения новых скважин.

На Ванкорском месторождении, впервые
на территории Российской Федерации,
успешно реализованы опытно-промыш-
ленные испытания по наклонно-направ-
ленному бурению секций под кондуктор
на обсадной колонне диаметром 245 мм.
Данная технология позволяет снизить рис-
ки осложнений в процессе бурения, сокра-
тить количество технологических операций
и цикл бурения скважин. Начато тиражиро-
вание технологии на других активах.

На новых месторождениях Ванкорского
кластера продолжается эксплуатационное
бурение, строительство первоочередных
объектов и обустройство инфраструктуры.

На Сузунском месторождении реализуется
вторая очередь обустройства, преду-
сматривающая строительство объектов
газовой программы (установка подготовки
газа с компрессорной станцией, межпро-
мысловый газопровод «Сузун-Ванкор»,
кусты газовых скважин). Добыча на место-
рождении стабильно превышает 4 млн т.

В результате успешного завершения этапа
опытно-промышленной разработки было
введено в эксплуатацию Тагульское место-
рождение. Объем добычи за 2018 год с при-
менением мобильных установок подготовки
нефти составил 1,3 млн т, что соответствует
уровню утвержденной технологической
схемы разработки месторождения.

35,7

млн т

рост добычи жидких

углеводородов в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке,

+8,1 % к уровню 2017 года

60 %

от общей добычи регионов

обеспечили месторождения

Ванкорского кластера

раза

рост добычи

АО «Востсибнефтегаз»

и ООО «Таас-Юрях

Нефтегазодобыча» в 2018 году

Без учета добычи на Лодочном месторождении.

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

ПАО «Верхнечонскнефтегаз»

ПАО «Верхнечонскнефтегаз» занима-
ется разведкой и разработкой Верхне-
чонского нефтегазоконденсатного
месторождения, второго крупнейшего
месторождения в Восточной Сибири,
расположенного в Иркутской области.
Кроме того, общество выступает опера-
тором на 13 лицензионных участках недр
ПАО «НК «Роснефть» в Иркутской области
и Красноярском крае.

Добыча углеводородов АО «Верхне-
чонскнефтегаз» в 2018 году составила
9,0 млн т н. э., в том числе 8,2 млн т жид-
ких углеводородов. Освоение Верхнечон-
ского месторождения ведется с примене-
нием передовых технологий – операций
ГРП и МГРП. Также проводятся меро-
приятия, направленные на оптимизацию
строительства и заканчивания скважин,
мониторинга параметров работы продук-
тивного пласта, а также выбора опти-
мального режима эксплуатации объектов
инфраструктуры. Дополнительная добыча
нефти и газового конденсата за счет
ввода новых скважин и ГТМ увеличилась
на 7 % относительно уровня 2017 года.

В целях расширения ресурсной базы
АО «Верхнечонскнефтегаз» осуществляет
пробную эксплуатацию Северо-Дани-
ловского месторождения в качестве
оператора.

АО «Восточно-Сибирская

нефтегазовая компания»

(«Востсибнефтегаз»)

АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая
компания» ведет деятельность на пяти
(на двух – как недропользователь) лицен-
зионных участках на территории Красно-
ярского края. Общество реализует проект
по освоению расширенного первоочеред-
ного участка Юрубчено-Тохомского место-
рождения, расположенного в Эвенкийском
районе Красноярского края.

Благодаря оптимальному выбору подхо-
дов по вводу новых мощностей, опера-
тивному строительству производственной
инфраструктуры и внедрению передовых
технологий в бурении добыча углево-
дородов на месторождении в 2018 году
выросла более чем в три раза и достиг-
ла 2,3 млн т н. э. С начала разработки
Юрубчено-Тохомского месторождения,
одного из крупнейших на территории
Красноярского края, накопленная добыча
составила более 4 млн т.

На проекте активно применяются инно-
вационные технологии, что позволяет
повысить охват продуктивной залежи
и увеличить коэффициент извлечения
нефти. Компания рассматривает методи-
ки и подходы, отработанные на объектах
Юрубчено-Тохомского месторождения,
как базовые и планирует их тиражирова-
ние на аналогичных проектах.

ООО «Таас-Юрях

Нефтегазодобыча»

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
ведет деятельность на 10 (на двух –
как недропользователь) лицензионных
участках на территории Республики Саха
(Якутия).

В настоящее время общество ведет
разработку Центрального блока и Курунг-
ского лицензионного участка Средне-
ботуобинского нефтегазоконденсатного
месторождения. Среднеботуобинское
нефтегазоконденсатное месторождение
входит в тройку самых крупных активов
«Роснефти» в Восточно-Сибирском неф-
тяном кластере.

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
по итогам 2018 года увеличило добычу
углеводородов до 3 млн т н. э., что бо-
лее чем в два раза превышает уровень
2017 года. Рост добычи был достигнут
за счет ввода в эксплуатацию объектов
второй очереди обустройства место-
рождения (нефтепровод, центральный
пункт сбора, приемо-сдаточный пункт),
обеспечивающих подготовку и сдачу
нефти до 5 млн т в год. Продолжается
работа по строительству объектов ин-
фраструктуры и обустройства, реализу-
ется программа бурения горизонтальных
скважин и МЗС, в том числе по техноло-
гии fishbone.

млн т н. э.

добыча углеводородов

АО «Верхнечонскнефтегаз»

в 2018 году

2,3

млн т н. э.

рост добычи более чем

в три раза в 2018 году

До

млн т н. э.

увеличилась добыча

ООО «Таас-Юрях

Нефтегазодобыча»

углеводородов в 2018 году

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

ООО «Башнефть-Добыча»

ООО «Башнефть-Добыча» ведет дея-
тельность на 254 (недропользователь –
ПАО АНК «Башнефть») лицензионных
участках, расположенных на территории
Республики Башкортостан, Республи-
ки Татарстан, Оренбургской области
и ХМАО – Югры. Более половины всех
доказанных запасов сосредоточено
на шести крупнейших месторождениях,
среди которых Арланское, Югомашев-
ское и Туймазинское.

В 2018 году добыча углеводородов соста-
вила 16,8 млн т н. э., в том числе жидких
углеводородов – 16,4 млн т.

Компания обеспечивает проведение
эффективных ГТМ и программы буре-
ния новых скважин, которые позволяют
сохранить уровень добычи нефти на зре-
лых месторождениях на высоком уровне.

Урало-Поволжье

В 2018 году суммарная добыча углево-
дородов Компании в регионе составила
48,4 млн т н. э. (в том числе 46,4 млн т жид-
ких углеводородов, или 20 % от общей
добычи ПАО «НК «Роснефть»). Основ-
ные добывающие активы в регионе –
ООО «Башнефть-Добыча», АО «Орен-
бургнефть», АО «Самаранефтегаз»
и ОАО «Удмуртнефть».

В обществах региона, где преимуще-
ственно эксплуатируются карбонатные
коллекторы, внедрена уникальная
для России технология проведения
пропантного ГРП на кислотном геле,
позволяющая доставить кислоту на зна-
чительное расстояние от ствола сква-
жины, создать и закрепить пропантом
систему трещин.

АО «Самаранефтегаз»

АО «Самаранефтегаз» ведет деятельность
на 171 (на 170 – как недропользователь)
лицензионном участке, которые распо-
ложены в Самарской и Оренбургской
областях. Около половины всех доказан-
ных запасов сосредоточено на 10 круп-
нейших месторождениях, среди которых
Мухановское, Кулешовское, Бариновско-
Лебяжинское, Михайловско-Коханское,
Покровское, Неклюдовское и другие.

В 2018 году добыча углеводородов состави-
ла 12,5 млн т н. э., при этом добыча жидких
углеводородов составила 12,1 млн т в усло-
виях выполнения Компанией договоренно-
стей в рамках Соглашения ОПЕК+.

48,4

млн т н. э.

добыча Компании

в Центральной России

в 2018 году

20 %

жидких углеводородов

Компании добывается

в Центральной России

В обществе проводятся работы по вводу
новых скважин, применению передовых
технологий и эффективной реализации
комплекса ГТМ, позволяющие поддержи-
вать высокий потенциал по добыче нефти.

Накопленная добыча нефти с начала
деятельности предприятия в 1936 году
составила более 1,2 млрд т.

ПАО «Оренбургнефть»

ПАО «Оренбургнефть» ведет деятельность
на 130 (на 128 – как недропользователь)
лицензионных участках, расположенных
на территории Оренбургской, Саратовской
и Самарской областей. Более половины
всех доказанных запасов сосредоточено
на 10 крупнейших месторождениях, среди
них Росташинское, Сорочинско-Николь-
ское, Гаршинское, Покровское и другие.

В 2018 году добыча углеводородов
составила 16,0 млн т н. э., в том числе
добыча жидких углеводородов соста-
вила 14,9 млн т в условиях выполнения
Компанией договоренностей в рамках
Соглашения ОПЕК+.

Основными задачами по поддержанию
добычи углеводородов являются при-
менение современных ГТМ, а также
оптимизация режимов работы скважин
и системы поддержания пластового
давления (ППД). Среднегодовой дебит
новых скважин из бурения вырос на 30 %
по сравнению с 2017 годом.

В ПАО «Оренбургнефть» в результате работ
по системному анализу ресурсной базы вво-
дятся успешные разведочные и зависимые
от разведочных эксплуатационные сква-
жины на открытых структурах. В том числе,
в 2018 году введено шесть добывающих
скважин на Бахтияровском месторождении
со среднегодовым дебитом более 100 т/сут.

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Юг России

ООО «РН-Краснодарнефте-

газ»

ООО «РН-Краснодарнефтегаз» ведет
деятельность на 30 (недропользователь –
ПАО «НК «Роснефть») лицензионных
участках в Краснодарском крае, ста-
рейшем центре нефтедобычи на евро-
пейской части Российской Федерации.

Основная часть доказанных запасов
ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (80 %)
сосредоточена на Анастасиевско-Троицком
месторождении.

В 2018 году добыча углеводородов соста-
вила 2,4 млн т н. э., при этом добыча жид-
ких углеводородов составила 0,7 млн т.

Тимано-Печорская провинция

ООО «РН-Северная нефть»

ООО «РН-Северная нефть» – основное
добывающее предприятие ПАО «НК «Рос-
нефть» в Тимано-Печоре, которое ведет
деятельность на 17 (недропользователь –
ПАО «НК «Роснефть») лицензионных
участках, расположенных в Республике
Коми и Ненецком автономном округе.
Основная часть доказанных запасов
ООО «РН-Северная нефть» (более 70 %)

ООО «Башнефть-Полюс»

ООО «Башнефть-Полюс» ведет деятель-
ность в рамках реализации проекта
освоения месторождений им. Р. Требса
и А. Титова, расположенных в Ненецком
автономном округе.

В 2018 году добыча жидких углеводоро-
дов составила 1,1 млн т н. э. в условиях
выполнения Компанией договоренностей
в рамках Соглашения ОПЕК+.

сосредоточена на пяти месторождениях:
Лабаганском, Наульском, Хасырейском,
Среднемакарихинском и Черпаюском.

В 2018 году добыча углеводородов
составила 3,2 млн т н. э., при этом до-
быча жидких углеводородов превысила
3 млн т в условиях выполнения Компани-
ей договоренностей в рамках Соглаше-
ния ОПЕК+.

Предприятие продолжает работы по уве-
личению добычи на Наульском место-
рождении. В 2018 году было пробурено
40 эксплуатационных скважин, с начала
разработки – 60 эксплуатационных сква-
жин. Добыча нефти за 2018 год составила
более 0,5 млн т, с начала разработки –
более 0,9 млн т.

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

>2,5

млрд т

на 138 месторождениях –

суммарные извлекаемые

запасы ТРИЗ Компании

>550

млн т

извлекаемые запасы

высоковязкой нефти Компании

в России

В Компании ведется планомерная работа
по вовлечению в активную разработку
ТРИЗ. Объем добычи, обеспеченный
льготами в соответствии с действующим
законодательством

, в 2018 году вырос

до 18,7 млн т, что на 15 % превышает добычу
за 2017 год и более чем в два раза –
уровень 2014 года. Доля добычи ТРИЗ
от общего объема добычи Компании

в 2018 году выросла до 8,4 % с 7,5 %
в 2017 году. За 2018 год на залежи ТРИЗ
пробурено более 820 скважин.

Крупнейшим активом ТРИЗ Компании
является ООО «РН-Юганскнефтегаз»
с объемом ТРИЗ более 1,0 млрд т.
Значительный объем ТРИЗ также чис-
лится на балансе таких предприятий,
как АО «РН-Няганьнефтегаз», АО «Верх-
нечонскнефтегаз», ООО «РН-Уватнеф-
тегаз», АО «НК «Конданефть». Вместе
с ООО «РН-Юганскнефтегаз» эти предприя-
тия на текущий момент обеспечивают бо-
лее 90 % ресурсной базы ТРИЗ Компании.

Извлекаемые запасы высоковязкой

нефти Компании на территории Рос-
сийской Федерации составляют более
550 млн т, из них более 400 млн т сосре-
доточено на уникальном по величине

запасов Русском месторождении, на ко-
тором в 2018 году продолжена реали-
зация программы бурения (пробурено
78 горизонтальных скважин, в том числе
15 горизонтальных МЗС), введено в экс-
плуатацию 53 горизонтальные скважины,
в том числе МЗС.

Рост ресурсной базы ТРИЗ Компании
в 2018 году произошел также за счет про-
ведения обширной программы исследо-
ваний на пластах с ТРИЗ, что позволило
уточнить параметры пластов с низкопро-
ницаемыми коллекторами и увеличить
оцениваемый объем ТРИЗ Компании
дополнительно на более чем 40 млн т.
Проведенные исследования позволят
нарастить активность на этих проектах.

В соответствии с текущим прогнозом
добычи, основной объем льготируемой
добычи из залежей ТРИЗ и высоковязкой
нефти планируется на месторождениях
Западной Сибири – низкопроницаемые
пласты тюменской свиты, ачимовских
залежей, а также пласты группы
ПК с нефтью повышенной вязкости. Про-
гнозный уровень добычи нефти из зале-
жей ТРИЗ после 2020 года существенно
зависит от снятия геологических и техно-

логических неопределенностей, для ко-
торых выполняется поиск оптимальных
технико-экономических решений.
Существует возможность значительного
увеличения ресурсной базы Компании
за счет реализации потенциала нетради-
ционных запасов нефти (бажен, абалак,
хадум, доманик) и высоковязкой нефти.
Дополнительный потенциал возможен
в случае успешной реализации опыт-
но-промышленных работ в рамках
совместных проектов с международными
партнерами.

Разработка трудноизвлекаемых запасов

18,7

млн т (8,4 %)

добыча углеводородов

из ТРИЗ в 2018 году

Согласно Федеральному закону от 23 июля 2013 года

№ 213-ФЗ.

Процент добычи жидких углеводородов на суше Российской Федерации (без учета газовых активов).

Вязкость выше 200 МПа • с, согласно Федеральному закону от 27 июля 2006 года

№ 151-ФЗ.

содержание .. 5 6 7 8 ..