Добыча жидких углеводородов
Добыча углеводородов ПАО «НК «Роснефть» в 2018 году составила 285,5 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 составила 230,2 млн т жидких углеводородов (4,67 млн барр. / сут.), превысив среднесуточный объем производства 2017 года на 2,1 %. Среди ключевых факторов роста – достижение рекордных объемов производства на крупнейшем активе Компании «РН-Юганскнефтегаз», запуск новых крупных месторождений и гибкое маневрирование разработкой действующих месторождений в условиях выполнения Компанией договоренностей по ограничению добычи в рамках Соглашения ОПЕК+.
После снятия ограничений Компании удалось оперативно нарастить добычу благодаря корректности стратегического выбора активов и подготовленному потенциалу дополнительной добычи. За счет применения технологически оптимального режима управления фондом высокообводненных и низкоэффективных 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 наибольший вклад в объем сокращения добычи со стороны Российской Федерации. В декабре Компания продемонстрировала рост среднесуточной добычи нефти и газового конденсата в Российской Федерации на 4,7 % по сравнению с декабрем 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 высокопродуктивных многозабойных скважин (МЗС).
Число вновь введенных скважин по итогам года увеличилось на 3,5 % – до свыше 3,4 тыс. единиц. Доля горизонтальных скважин выросла до 48 %, а количество новых горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) увеличилось на 51 %. Доля собственного бурового сервиса в общем объеме проходки поддерживается на уровне более 50 %.
В соответствии с намеченными планами 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 второй 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 условий в регионах деятельности Компании, для обеспечения максимальной технологической успешности и экономической 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 которых требуется моделирование дизайнов и анализ фактически достигнутых показателей в специализированном программном обеспечении. С целью обеспечения технологической независимости в области программного обеспечения для проектирования ГРП в «Роснефть» разработан, прошел опытно-промышленные испытания в ООО «РН-Юганскнефтегаз», АО «Самотлорнефтегаз», ПАО «Варьеганнефтегаз», АО «РН-Няганьнефтегаз» импортозамещающий 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-операций с полным циклом проектирования в корпоративном симуляторе.
Применение современных технологий для поддержания уровня добычи
Ключевую роль в поддержании уровней добычи нефти и конденсата играет выполнение ГТМ, в первую очередь бурение и ввод новых скважин. Успешное применение технологии горизонтальных скважин с МГРП на зрелых активах, а также активное разбуривание новых проектов горизонтальными 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 эксплуатацию новых скважин увеличен на 44 %, а дополнительная добыча – на 34 % к 2017 году за счет эффективного применения ГС с МГРП и в результате получения инвестиционных стимулов;
- АО «РН-Няганьнефтегаз» ввод в эксплуатацию новых скважин увеличен на 24 %, а дополнительная добыча – на 56 % к 2017 году за счет оптимизации технологии заканчивания ГС с МГРП.
Технология ГС с МГРП существенно повышает продуктивность скважин, охват запасов разработкой, а также позволяет сократить фонд скважин и повысить экономическую эффективность проектов. В 2018 году с целью повышения эффективности извлечения запасов проведена оптимизация системы разработки Кондинского месторождения, в результате доля горизонтальных скважин в АО «НК «Конданефть» возросла с 23 % в 2017 году до 42 %, что привело к увеличению среднегодового дебита на 55 %.
Кроме того, в ходе дальнейшей реализации ранее принятых решений в области разработки количество ГС с МГРП в целом 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-промышленные работы по оптимизации конструкций за счет увеличения длины горизонтальной секции и количества стадий ГРП 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 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 горизонтальной 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 обычным 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 месторождениях 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. Начальная 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 горизонтальным закачиванием (ЗБГС) – более 250 мероприятий. Активно реализуется программа 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.