ПАО «НК «Роснефть». Годовой отчет за 2018 год - часть 8

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

В рамках выполнения стратегической цели
Компании по двукратному увеличению
добычи ТРИЗ за период 2017–2022 годов
была продолжена работа по совершен-
ствованию технологий разработки. Основ-
ным направлением развития технологий
является интенсификация добычи нефти
из низкопроницаемых пластов, в частности
усложнение конструкции и увеличение
длины горизонтальных скважин, увели-
чение количества стадий ГРП в горизон-
тальных скважинах. За 2018 год на пласты
с ТРИЗ в Компании было успешно введено
около 100 скважин с увеличенным количе-
ством стадий МГРП (от восьми до десяти),
а также скважин с длиной горизонтального
участка более 1 тыс. м (рост по сравнению
с 2017 годом – 45 % скважин). Увеличение
количества стадий МГРП и длины горизон-
тальных скважин позволяет экономически
эффективно вовлекать в разработку ранее
нерентабельные участки.

Кроме совместных проектов, направленных на поиск, апробацию и внедрение технологий разработки ТРИЗ, Компания
реализует собственную программу исследований и пилотных проектов по разработке низкопроницаемых пластов,
высоковязкой нефти и баженовской свиты в рамках целевых инновационных проектов.

Разработка технологий освоения
песчано-алевритистых залежей
(сверхнизкая проницаемость,
высокая неоднородность) на ос-
нове геологически адаптивной
системы разработки и развития
технологий заканчивания сква-
жин – вовлечение запасов нефти
в добычу составит до 1 млрд т.

Разработка технологий локализации
и разработки запасов сложнопо-
строенных низкопроницаемых,
недонасыщенных коллекторов
с потенциалом вовлечения
в эффективную разработку
до 420 млн т нефти.

Разработка технологии вовлече-
ния в добычу нефти из отложений
баженовской свиты на основе
специальных исследований керна,
локализации перспективных зон
под бурение и технологий закан-
чивания скважин – вовлекаемые
в добычу запасы нефти составят
около 100 млн т.

Разработка технологий теплового
воздействия для условий месторож-
дений сверхвысоковязкой нефти
Самарской области – вовлекаемые
в добычу запасы нефти могут
составить около 40 млн т.

Разработка технологий выработки
запасов высоковязкой нефти пла-
стов ПК Западной Сибири – вовле-
чение в разработку дополнительно
до 70 млн т извлекаемых запасов
нефти Русского месторождения.
Данные технологии также могут быть
актуальны для разработки запасов
месторождений Мессояхского
проекта и покурской свиты Северо-
Комсомольского месторождения.

Значительное внимание уделяется совер-
шенствованию технологий управления
разработкой низкопроницаемых пластов.
Опробуются и реализуются различные
технологические решения по повторным
ГРП (рефракам). По итогам проведенных
опытных работ отработана технология
«слепых» рефраков по всей длине ствола,
не требующих дополнительных вложений
на технологическую оснастку. Проведено
10 таких операций с планами массового ти-
ражирования в ближайшем будущем. Также
проведено более 30 операций по рефракам
с переориентацией трещин ГРП на основе
геомеханического моделирования, пока-
завших высокую эффективность в части
охвата новых пластов и восстановления
и повышения продуктивности скважин.
В планах расширение масштабов приме-
нения мероприятий. В планах 2019–2020 го-
дов – опробование управляемых рефраков
с выбором интервалов повторных ГРП
за счет дополнительных адресных закачек
вязких «подушек» в интервалы, не требую-
щие воздействия, либо за счет применения

технологий заканчивания, обеспечивающих
повторную временную изоляцию таких
интервалов.

Компания продолжает опытно-промыш-
ленные работы по освоению продуктивных
отложений баженовской свиты. По итогам
2018 года пробурены две наклонно-направ-
ленные и две горизонтальные скважины,
получены притоки нефти. Работы по про-
ведению МГРП на баженовской свите будут
продолжены в 2019 году.

В 2018 году начато разбуривание залежи
сверхвысоковязкой нефти Карабикулов-
ского месторождения АО «Самаранефте-
газ». Пробурены три пары горизонтальных
скважин для реализации технологии
парогравитационного воздействия (SAGD).
В планах 2019–2021 годов – строительство
необходимой инфраструктуры и ввод
месторождения в опытную разработку.
Дополнительно к реализуемой технологии
планируется опробование технологии
трехскважинного SAGD.

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Реализация программы по повышению рационального

использования попутного нефтяного газа

В 2018 году ПАО «НК «Роснефть» продолжи-
ло работу по повышению уровня полезного
использования попутного нефтяного газа
(ПНГ). По итогам года данный показатель
составил 89,7 % без учета месторождений,
находящихся на ранних этапах развития.
С учетом ввода новых месторождений
и месторождений, находящихся на ранней
стадии разработки, уровень использования
ПНГ составил 84,4 %.

В 2018 году завершено строительство
19 объектов по использованию ПНГ,
включая:

▪

комплекс сооружений системы
закачки газа в пласт Верхнечонского
месторождения;

▪

объект энергогенерации: ГТЭС Кондин-
ского месторождения 36 МВт;

▪

АО «НК «Конданефть»;

▪

объекты подготовки и использования
газа: установка очистки ПНГ ДНС «Мете-
ли» ООО «Башнефть-Добыча», мало-
габаритная установка подготовки газа
«Украинская» ООО «РН-Краснодарнеф-
тегаз», аппарат воздушного охлаждения
газа Тананыкской установки подготовки
нефти (Тананыкской УПН), блоки нагрева
жидкости на установках по предва-
рительному сбросу воды «Родников-
ская», «Тарханская», «Саврушинская»
АО «Оренбургнефть»;

▪

объекты газотранспортной инфра-
структуры: компрессорные станции
на ДНС-2 и ДНС-3 Северо-Варьеганского
месторождения ПАО «Варьеганнефте-
газ», компрессорная станция ЦППН-5
ЦСТПТиГ-3 Правдинского месторожде-

ния ООО «РН-Юганскнефтегаз», газо-
провод ДНС-5 – ДНС Талинской площади
Красноленинского месторождения
АО «РН-Няганьнефтегаз», газопровод
НСП «Кереметово» – НСП «Шушнур»
ООО «Башнефть-Добыча».

ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов.

Ванкорский кластер

ООО «РН-Пурнефтегаз»

ПАО «Варьеганнефтегаз»

5,4

млрд куб. м

добыча ПНГ за 2018 год

34,93

млрд куб. м

добыча ПНГ за 2018 год

4,0

млрд куб. м

добыча ПНГ за 2018 год

3,8

млрд куб. м

добыча ПНГ за 2018 год

5,9

млрд куб. м

добыча ПНГ за 2018 год

4,8

млрд куб. м

добыча ПНГ за 2018 год

1,8

млрд куб. м

добыча ПНГ за 2018 год

Повышение уровня рационального
использования ПНГ на Ванкорском
месторождении до 97,8 %

Увеличение производства ШФЛУ

из ПНГ

относительно 2017 года на 15 % до 111 тыс. т
за счет проработки дополнительной
схемы извлечения ШФЛУ на Тарасовской
установке подготовки конденсата и на уста-
новке подготовки газа на Комсомольской
дожимной компрессорной станции

Рост добычи газа составил 2,3 % относи-
тельно 2017 года за счет увеличения поста-
вок газа через Тюменскую компрессорную
станцию после ее реконструкции

Поддержание уровня полезного
использования ПНГ 97 % на Самотлорском
месторождении

Рост добычи составил 2,8 % относи-
тельно 2017 года в связи с увеличением
использования ПНГ на топливные нужды
Приразломной ГТЭС

Обустройство и ввод новых скважин
Ем-Еговского месторождения позволил
сохранить поставку газа на переработку
на уровне 2017 года

АО «Самотлорнефтегаз»

ООО «РН-Юганскнефтегаз» АО «РН-Няганьнефтегаз»

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

2.4

Разработка новых

месторождений

Ванкорский кластер

Ванкорский кластер формируют Ванкорское, Сузунское, Тагульское и Лодочное

месторождения.

Проект реализуется в синергии с уже
введенным в эксплуатацию Ванкорским
месторождением в части общего элек-
троснабжения, транспорта нефти (через
ЦПС Ванкорского месторождения в неф-

2016 год

запуск первого этапа

освоения

4,1

млн т нефти

добыча нефти в 2018 году

Реализация проекта осуществляется
в два этапа:

▪

первый этап – в сентябре 2016 года выпол-
нен запуск месторождения в режиме ком-
плексного технологического опробования
объектов добычи, подготовки и транспорта
углеводородов: пять кустовых площадок,
УПН-1ПК, обеспечен транспорт нефти,
введены объекты малой генерации;

▪

второй этап – реализация газовой
программы, обеспечивающей подготовку
и транспорт газа на Ванкорское место-
рождение, начиная с 2020 года, а также
объектов внешнего электроснабжения
и вспомогательной инфраструктуры.

▪

Пробурено 22 скважины,
в том числе семь МЗС.

▪

Начато строительство газопровода
«УПГ Сузунского месторождения –
Ванкорское месторождение».

▪

Продолжено строительство
ВЛ 110 кВ «Ванкор – Сузун»
и ПС 110/35 кВ «Сузун».

▪

Продолжены строительно-монтаж-
ные и пусконаладочные работы

на основных объектах инфраструк-
туры: первом и втором пусковых
комплексах установки подготовки
нефти проектной мощностью
5,2 млн т в год и нефтепроводе
«УПН Сузун – УПН Ванкор», объек-
тах внешнего энергоснабжения,
продолжается обустройство 11 кус-
товых площадок и сопутствующей
инфраструктуры.

ДОСТИЖЕНИЯ 2018 ГОДА

тепровод «Ванкор – Пурпе» и далее – в си-
стему АК «Транснефть») и монетизации газа
(через Ванкорское месторождение в газо-
транспортную систему в АО «Газпром»).

Сузунское месторождение

скважины

эксплуатационный фонд скважин

на конец 2018 года

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

▪

В результате успешного заверше-
ния этапа опытно-промышленной
разработки Тагульское месторож-
дение введено в эксплуатацию.

▪

Закончено бурением 52 скважины
(в том числе 16 МЗС), что на 44 %
выше показателя 2017 года.

▪

Актуализирована стратегия раз-
работки месторождения и про-

грамма мероприятий по уточнению
геологического строения объек-
тов с дальнейшим вовлечением
их в разработку.

▪

Уточнены прогнозные показатели
разработки с учетом особенностей
геологического строения.

▪

Закончены бурением десять
эксплуатационных скважин
(в том числе две МЗС), из них
четыре скважины введены в экс-
плуатацию.

▪

Добыча нефти за 2018 год в рам-
ках этапа опытно-промышленной
разработки составила 0,3 млн т.

▪

Проведено строительство автодо-
рог к КП

№ 1, КП № 2, УПН и ПСП,

инженерная подготовка площадок
КП

№ 1, КП № 2 и УПН, обу-

стройство КП

№ 1, ВЛ 6 и 35 кВ,

ПС 35/6 кВ.

ДОСТИЖЕНИЯ 2018 ГОДА

Планы на ближайшее

будущее

Продолжение строительно-монтажных
работ на первом пусковом комплек-
се установки подготовки нефти (УПН)
проектной мощностью 2,3 млн т в год,
а также на других объектах обустройства
месторождения (кустовые площадки,
нефтепроводы и прочие).

Месторождение многозалежное, относит-
ся к крупным по величине извлекаемых
запасов и к сложным по геологическому
строению.

С целью оценки добычных возможностей
основных объектов разработки в наи-
более перспективных зонах в 2017 году
начата опытно-промышленная эксплуа-
тация месторождения.

Планы на ближайшее будущее

▪

В рамках подготовки к вводу в промыш-
ленную эксплуатацию на месторождении
будет продолжено эксплуатационное
бурение и строительство объектов инфра-
структуры (установка подготовки нефти,
газокомпрессорная станция, высоковольт-
ные линии электропередач и др.).

▪

Проведение программы исследователь-
ских работ.

Разработка Тагульского месторождения

Разработка Лодочного месторождения

1,3

млн т

объем добычи нефти за 2018 год

с применением мобильных

установок подготовки нефти

скважины

эксплуатационный фонд на

конец 2018 года

Запуск месторождения

в 2018 году

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Эргинский кластер

В основе создания нового стратегического кластера – интеграция

инфраструктуры Эргинского лицензионного участка и Кондинской группы

месторождений с развитой инфраструктурой крупнейшего в Российской

Федерации Приобского нефтяного месторождения (оператор –

ООО «РН-Юганскнефтегаз»).

Планируется совместное использование
единой системы транспорта нефти и общей
системы энергоснабжения нового
кластера. Обустройство месторождений
и лицензионных участков будет выпол-
няться по единой схеме с учетом общего
плана развития. Применение проектируе-
мых технологий и подходов к использо-
ванию ПНГ позволит в будущем достичь

95 % рационального, экономически
эффективного использования в соответ-
ствии с Постановлением Правительства
Российской Федерации

№ 1148 от 8 нояб-

ря 2012 года «Об особенностях исчис-
ления платы за выбросы загрязняющих
веществ, образующихся при сжигании
на факельных установках и/или рассеи-
вании попутного нефтяного газа».

1,6

млн т нефти

добыча на Кондинском

месторождении в 2018 году

▪

Произведен запуск ГТЭС 36 МВт
на Кондинском месторождении.

▪

Эффективное управление програм-
мой эксплуатационного бурения
и последовательная реализация
программы исследовательских
работ по уточнению геологическо-
го строения залежей.

▪

Применение технологий геона-
вигации в процессе бурения –
управление траекторией скважины
в режиме реального времени,
что позволяет увеличить эффек-
тивность проходки по продуктив-
ной части пласта.

▪

Проведение геофизических иссле-
дований скважин с использовани-
ем ядерно-магнитных,
акустических и других методов,
применение современных способов
гидродинамического и геомеха-

нического моделирования с целью
оптимизации процесса заканчи-
вания горизонтальных скважин
и планирования МГРП.

▪

На Западно-Эргинском место-
рождении закончено бурением
37 скважин, на конец 2018 года
продолжаются работы по строи-
тельству и обустройству скважин.

▪

Завершено строительство
нефтепровода протяженностью
50 км от ДНС Западно-Эргинского
месторождения до ЦПС Кондин-
ского месторождения. Готовится
к вводу в эксплуатацию дожимная
насосная станция с установкой
предварительного сброса воды,
газотурбинная электростанция
и опорная база промысла,
на которой создаются комфортные
условия для вахтовиков.

ДОСТИЖЕНИЯ 2018 ГОДА

Планы на ближайшее

будущее

▪

В период 2019–2021 годов будет обеспе-
чен последовательный ввод Эргинского,
Западно-Эргинского, Чапровского
и Ендырского месторождений, на кото-
рых проводится комплекс ГРР с целью
доизучения месторождений.

▪

На Южно-Эргинском лицензионном
участке запланирована программа
ГРР для оценки ресурсного потенциала.

299

млн т нефти

извлекаемые запасы

месторождений Эргинского

кластера по категории АВ1С1 + В2С2

тыс. кв. км

общая площадь лицензионных

участков

Запуск Кондинского

месторождения

в 2017 году

210

скважин

эксплуатационный фонд на конец

2018 года на Кондинском

месторождении

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Планы на ближайшее

будущее

▪

Подтверждение запасов разведочным
и эксплуатационным бурением, бурение
дополнительных семи кустов скважин,
расширение инфраструктуры для обес-
печения проектного уровня добычи
(2,0 млн т в год).

Новый кластер на базе Северо-Даниловского месторождения

получить значимый синергетический
эффект в результате совместного
использования наземной инфраструк-
туры.

В рамках подготовки к вводу месторож-
дения в полномасштабную разработку
в прошедшем году была получена
проектная документация и положительное
заключение ФАО «Главное управление
государственной экспертизы» на объек-
ты первого пускового комплекса.
Продолжены работы по изучению гео-
логического строения месторождения –
пробурено две гидрогеологические
скважины. Начаты строительно-монтаж-
ные работы по отсыпке автодорог и ку-
стовых оснований КП-1 и КП-2. Отсыпана
площадка первого этапа УПСВ.

Северо-Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение расположено

в северной части Даниловского лицензионного участка на территории

Катангского района Иркутской области, в 300 км от г. Усть-Кута, в 190 км

севернее г. Киренска. Оператором по разработке месторождения является

АО «Верхнечонскнефтегаз».

Разработка Северо-Даниловского
месторождения является первым этапом
в создании нового нефтедобывающего
кластера, образованного в результате
открытия четырех месторождений
в рамках Даниловского, Преображен-
ского и Верхнеичерского лицензионных
участков. Компактное расположение
лицензионных участков, а также близость
Верхнечонского месторождения позволит

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Освоение расширенного первоочередного

участка Юрубчено-Тохомского месторождения

▪

31 скважина с горизонтальным окон-
чанием завершена бурением.

▪

>350 т/сут – рекордные дебиты
по ряду скважин на режиме фонтани-
рования.

▪

Введены в эксплуатацию УПН-1
проектной мощностью 2,5 млн т в год,
приемно-сдаточный пункт и нефте-
провод «ПСП – НПС-2».

▪

Начато комплексное опробо-
вание установки подготовки

нефти

№ 2, которая позволит обеспе-

чить объем добычи на месторождении
5 млн т в год.

▪

Продолжается дальнейшая реализа-
ция газовой программы и развитие
производственной и сопутствующей
инфраструктуры.

▪

Успешно пробурено две МЗС с общей
длиной горизонтальных стволов более
2,5 тыс. м с использованием техноло-
гии бурения на депрессии.

редного участка Юрубченской залежи
Юрубчено-Тохомского месторождения
(наиболее продуктивная часть Юрубчен-
ской залежи). По результатам реализации
данного этапа будут приняты решения
о дальнейшем развитии актива (второй
и третий этапы).

На втором этапе предполагается освоение
всей Юрубченской залежи.

Третий этап предусматривает ввод в разра-
ботку всех залежей Юрубчено-Тохомского
месторождения в пределах Юрубченского
и Терско-Камовского (южного) лицензион-
ных участков.

Наиболее крупной и подготовленной
к разработке является Юрубченская залежь
в пределах Юрубченского лицензионного
участка. Проект освоения месторождения
включает три основных этапа. В рамках
первого этапа запланировано комплексное
обустройство расширенного первооче-

2,3

млн т

добыча в 2018 году, рост

в три раза к предыдущему

году

скважин

эксплуатационный

добывающий фонд

Достижения 2018 года

Запуск месторождения

2017

году

Планы на ближайшее будущее

Продолжение эксплуатационного буре-
ния, дальнейшее строительство и ввод
объектов обустройства месторождения

и сопутствующей инфраструктуры,
последовательная реализация этапов
освоения Юрубченской залежи.

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Развитие Куюмбинского месторождения

Проект освоения Куюмбинского месторож-
дения включает несколько этапов.

В рамках первого этапа проводилось
обустройство месторождения с запуском
в 2018 году в эксплуатацию первого

пускового комплекса Куюмбинского
лицензионного участка с наиболее
изученными запасами. На следующих
этапах предусматривается ввод в разра-
ботку остальных залежей Куюмбинского
месторождения.

▪

Завершены опытно-промышленные
работы, по результатам которых
оптимизирована конфигурация
первого пускового комплекса в пользу
приоритетных зон, определены
приоритетные зоны для разбуривания
и подтверждена эффективность новой
технологии проводки скважин.

▪

Начал работу первый пусковой ком-
плекс посредством технологического
запуска основного объекта обустрой-
ства – ЦПС.

▪

Завершено строительством 34 км вну-
трипромысловых трубопроводов, про-
должаются строительно-монтажные
работы по расширению мощности
ЦПС и нефтесборного трубопровода
«Правый берег р. Подкаменная Тун-
гуска – ЦПС».

▪

Закончено бурением 33 скважины
(включая две разведочные), более
95 % из которых пробурено с горизон-
тальным окончанием.

Достижения 2018 года

Планы на ближайшее будущее

Основными акционерами
ОАО «НГК «Славнефть» являются
компании ПАО «НК «Роснефть»
и ПАО «Газпром нефть». В настоя-
щее время операционное управ-
ление проектом осуществляет
ПАО «НК «Роснефть».

В ИЮЛЕ 2018 ГОДА

добыта миллионная тонна нефти
с начала разработки Куюмбинского
месторождения.

▪

Продолжение эксплуатационного
бурения.

▪

Расширение объектов подготовки
нефти, генерации электроэнергии.

▪

Проектирование и строительство
объектов утилизации ПНГ в соответствии
с проектным документом.

2018

год

запуск первого пускового

комплекса

0,5

млн т

составила добыча нефти

за 2018 год (100 % проекта)

скважины

эксплуатационный

добывающий фонд на конец

2018 года

содержание .. 6 7 8 9 ..