Западная Сибирь

Для повышения эффективности извлечения запасов месторождений Западной Сибири в Компании была проведена масштабная оптимизация существующих систем разработки за счет перехода с традиционных наклонно-направленных скважин на горизонтальные 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 активно применяются на таких предприятиях Западной Сибири, как ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», АО «Самотлорнефтегаз», АО «РН-Няганьнефтегаз» и ПАО «Варьеганнефтегаз».

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

ООО «РН-Уватнефтегаз»

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-Уватнефтегаз» добыло юбилейную 90-миллионную тонну нефти с начала освоения Уватского проекта.

Наибольший рост добычи жидких углеводородов 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 добычу 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-Гавриковском месторождении. В настоящее время 20 нефтяных скважин обеспечивают среднесуточную добычу на уровне 1 тыс. т нефти.

OOO «РН-Юганскнефтегаз»

Несмотря на длительную историю общества, тренд по добыче ООО «РН-Юганскнефтегаз» устойчиво положительный: 17 октября 2018 года ООО «РН-Юганскнефтегаз» установило очередной абсолютный 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 превысив порог в 70 млн т.

Высоких производственных показателей ООО «РН-Юганскнефтегаз» достигло благодаря совершенствованию методов разработки трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) Среднего Приобья, применению передовых технологий бурения и заканчивания скважин, системной работе по расширению ресурсной базы, вводу новых производственных объектов инфраструктуры и вкладу трудового коллектива предприятия.

В 2018 году с запуском в эксплуатацию Соровского месторождения начата добыча на Восточно-Салымском лицензионном участке. В рамках проекта реализована синергия в области совместного использования инфраструктуры подготовки нефти на Центральном пункте сбора «Соровский» (ЦПС «Соровский») с последующей сдачей товарной продукции в систему магистральных нефтепроводов «Транснефти». На месторождении введено 15 новых скважин с суммарным запускным дебитом более 10 тыс. т / сут.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» продолжило устанавливать рекордные для отрасли показатели по проходке и вводу новых скважин из эксплуатационного бурения – за 2018 год пробурено более 5 млн м горных пород, введено в эксплуатацию более 1,6 тыс. новых скважин, из которых 25 % составили скважины горизонтальной конструкции. Были продолжены опытно-промышленные работы по бурению горизонтальных скважин с увеличенной длиной горизонтального участка и количеством стадий МГРП, свыше 50 горизонтальных скважин построены по технологии двухколонной конструкции. За 13,4 суток построена горизонтальная скважина с уникальной комбинированной эксплуатационной колонной глубиной более 4,7 тыс. м с длиной горизонтального участка более 1,5 тыс. м.

В рамках реализации принятых решений по оптимизации систем разработки на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» 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 новых горизонтальных скважин с МГРП, а общее 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 стадиями ГРП. Средний пусковой дебит данных скважин в полтора раза выше скважин с обычной длиной и обычным количеством стадий.

Суммарное количество операций ГРП составило около 5,5 тыс., в том числе проведены работы по ГРП в скважине с 20-стадийной компоновкой заканчивания.

Значимым направлением в работе ООО «РН-Юганскнефтегаз» стала интенсификация 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 горизонтальной части скважины и количества стадий ГРП. Кроме того, реализуются различные технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, внедряются новые и оптимизируются существующие системы разработки месторождений.

АО «Самотлорнефтегаз»

Промышленная добыча на Самотлорском 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 содержанием воды в добываемой продукции (96 %), текущая добыча нефти на месторождении сопровождается вынужденной добычей больших объемов воды. Основными задачами по поддержанию добычи месторож-дения являются применение новейших технологий и ввод в освоение новых неразработанных запасов.

В соответствии с Федеральным законом 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 инвестиционных стимулов по Самотлорскому месторож-дению и заблаговременного пересмотра программы освоения Компании удалось реализовать программу по стабилизации 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 единицы, а реализация ГТМ – на 197 единиц. Дополнительная добыча нефти и газового 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 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 АО «Самотлорнефтегаз» введено более 20 скважин с увеличенной длиной горизонтальной секции (свыше 1,2 тыс. м) и с восемью и более стадиями ГРП. С редний пусковой дебит данных скважин на 16 % выше скважин с обычной длиной и обычным количеством стадий.