ОАО «ЛУКОЙЛ»

Группой принято решение  по выходу из проектов Тюб-Караган (в 2011 году пробурена вторая разведочная скважина Тюб-Караган №2 не выявившая промышленных скоплений углеводородов) и Жамбай-Забурунье (в связи с отсутствием бурового подрядчика, способного оказывать услуги по строительству скважин в существующих условиях) в Казахстане.

.4 Разработка  месторождений и добыча нефти

Добыча нефти Группой  «ЛУКОЙЛ» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми организациями) в 2011 году составила 90 917 тыс. т (1 840 тыс. барр./сут).

В 2011 году на показателях негативно сказалось снижение добычи нефти на месторождениях Западной Сибири, обеспечивающих 54% общей добычи Группы. Снижение связано в первую очередь с объективными изменениями в структуре извлекаемых запасов. Однако за счет совершенствования систем поддержания пластового давления, новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов и бурения горизонтальных скважин организаций Группы «ЛУКОЙЛ» удалось достичь стабилизации добычи в Западной Сибири начиная с середины отчетного года (см. раздел «Стабилизация добычи в Западной Сибири»).

Кроме того, отрицательно на уровне добычи сказалось падение  добычи в Тимано-Печоре из- за снижения дебитов скважин в результате роста обводненности и уменьшения извлекаемых запасов. В отчетном году произошел пересмотр параметров геологической модели Южно-Хыльчуюского месторождения, что нашло свое отражение как в операционных, так и финансовых результатах Группы. С целью стабилизации добычи нефти на Южно-Хыльчуюском месторождении на 2012 год разработаны и утверждены дополнительные мероприятия, включающие бурение боковых стволов, а также внедрение 12 систем одновременно-раздельной закачки.

В 2011 году добыча углеводородов  дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществлялась на 358 месторождениях в России и 34 зарубежных месторождениях, расположенных в 4 странах мира. За год начата добыча углеводородного сырья на 3 новых месторождениях на территории РФ и на одном месторождении в Узбекистане. В отчетном периоде на 18 месторождениях Группы добыча нефти выросла по сравнению с 2010 годом более чем на 50 тыс. т. Максимальные приросты добычи нефти (более 200 тыс. т) достигнуты на 4 месторождениях, обеспечивших общий прирост годовой добычи нефти объемом около 1 млн т.

По состоянию на 1 января 2012 года эксплуатационный фонд нефтяных скважин Группы составил 30,84 тыс. скважин (в том числе дающих продукцию - 26,97 тыс.), фонд нагнетательных скважин - 10,96 тыс. (в том числе под закачкой - 8,75 тыс.). По сравнению с 2010 годом эксплуатационный фонд нефтяных скважин вырос на 1,6%, при этом фонд нагнетательных скважин - на 6,0%, что привело к повышению эффективности добычи. Доля неработающего фонда в эксплуатационном осталась практически неизменной по сравнению с концом 2010 года и составила 12,5%. Средний дебит нефтяных скважин по проектам, в которых участвует Группа, составил 13,8 т/сут.

В отчетном периоде объемы проходки в эксплуатационном бурении  составили 2 953 тыс. м, что на 8% больше показателя 2010 года. В эксплуатацию введено 1 006 новых добывающих скважин, в том числе 235 горизонтальных. В связи с высокой эффективностью бурения горизонтальных скважин Компания планирует в среднесрочной перспективе наращивать их количество. Средний дебит новых скважин по проектам, в которых участвует Группа, составил 32,4 т/сут, в том числе средний дебит новых горизонтальных скважин - 49,8 т/сут.

Доля горизонтальных скважин в общем числе новых  скважин, введенных на территории

Российской Федерации, увеличилась с 11,5% в 2010 году до 24,9% в 2011 году.

В 2011 году в результате реализации программы опытно-промышленных работ был осуществлен технологический прорыв, позволивший повысить прогноз экономически рентабельного ввода в разработку в 2012-2021 годах дополнительных запасов в 3,6 млрд барр. нефти за счет увеличения коэффициента извлечения нефти на месторождениях в

Российской Федерации.

Одной из ключевых технологий, внедренных в 2011 году, стало бурение  горизонтальных скважин с многозонным  гидроразрывом пласта (ГРП). По итогам отчетного года введено 96 скважин  с многозонным ГРП, добыча нефти  составила 637 тыс. т. Средний дебит нефти - 56,3 т/сут. По результатам внедрения указанной технологии на Урьевском и Тевлинско-Русскинском месторождениях внесены значительные коррективы в планы их разработки, увеличился проектный коэффициент извлечения нефти, доходность данных инвестиционных проектов значительно повысилась. Кроме того, при строительстве горизонтальных скважин в промышленных масштабах внедрен расширенный комплекс LWD, позволяющий в режиме реального времени осуществлять проводку горизонтальных скважин в продуктивных пластах, обеспечивая тем самым максимальный контакт с коллектором.

Бурение горизонтальных скважин на депрессии на месторождениях Западной Сибири позволило в 2-4 раза повысить дебиты по нефти (по отношению  к пробуренным ранее горизонтальным скважинам на глинисто-полимерных растворах), при этом удельные затраты сократились на 30%.

В отчетном году Компания несколько увеличила технологическую  эффективность бурения вторых стволов  и объем их бурения. Стабильно  высокая эффективность в первую очередь обусловлена подготовкой научно обоснованных мини-проектов с применением гидродинамического моделирования, а также повышением точности прогнозирования геологического строения и структуры запасов на участках бурения вторых стволов. Следует отметить, что бурение вторых стволов применяется в основном на бездействующем фонде скважин с целью доизвлечения остаточных запасов нефти. В 2011 году вторые стволы были пробурены в 241 скважине со средним приростом дебита 20,4 т/сут.

Эффективность работ  по гидравлическому разрыву пласта на скважинах Группы в 2011 году сопоставима с аналогичным показателем 2010 года. Сохранение величины прироста дебита нефти от проведения гидроразрыва пласта стало возможным благодаря проделанной работе в области совершенствования проектирования, выбора скважин- кандидатов с использованием постоянно действующих гидродинамических моделей, усиления контроля за качеством применяемых сервисными компаниями материалов и реагентов.

В 2011 было проведено 4 894 операции по воздействию на продуктивные пласты физическими, химическими, гидродинамическими и тепловыми методами (см. раздел «Технологии в сфере геологоразведки и добычи»). Дополнительная добыча нефти за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов в России составила 22,3 млн т, или 26% от суммарной добычи Группы в стране.

Россия

Добыча нефти Группой  «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2011 году составила 84 966 тыс. т, в том числе  дочерними обществами - 84 609 тыс. т.

В 2011 году добыча углеводородов  дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» а территории России осуществлялась на 358 месторождениях. Объемы эксплуатационного урения в России выросли на 9,1% и составили 2 493 тыс. м. Эксплуатационный фонд скважин на онец 2011 года составлял 28,93 тыс. скважин, в том числе 25,24 тыс. дающих продукцию.

Западная Сибирь

В отчетном году 54% общей  добычи Группой «ЛУКОЙЛ» обеспечили месторождения ападной Сибири. Добыча в регионе несколько снизилась  по сравнению с 2010 годом и составила 9,1 млн т. За счет применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов и бурения оризонтальных скважин Компании удалось стабилизировать добычу в регионе с середины 2011 года. Компания намерена и в дальнейшем концентрировать свои усилия на стабилизации добычи в основных регионах деятельности, увеличивая инвестиции в разработку новейших технологий и повышение эффективности месторождений.

Несмотря на длительный срок разработки региона, некоторые  месторождения Компании в Западной Сибири продолжают наращивать добычу нефти. Таковы, например, Восточно-Перевальное  и Урьевское месторождения, показывающие уже не первый год значительные приросты добычи нефти.

Добыча нефти на Восточно-Перевальном  месторождении, введенном в эксплуатацию в 2007 году, выросла по сравнению с 2010 годом на 40%, до 0,9 млн т. Рост добычи нефти обусловлен как вводом новых скважин (39 скважин со средним дебитом 36,6 т/сут), так и работой новых скважин предыдущего года (в 2010 году на месторождении было введено 29 скважин со средним дебитом 37 т/сут). Отраслевой программой развития бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» на месторождении предусмотрен ввод еще 46 новых скважин в 2012-2013 годах, из них 4 горизонтальные. С целью повышения нефтеотдачи и повышения коэффициента нефтеизвлечения на месторождении проводятся опытно-промышленные работы по водогазовому воздействию на пласт. Максимального уровня годовой добычи на месторождении планируется достичь в 2013 году.

Добыча нефти на Урьевском  месторождении, введенном в эксплуатацию в 1978 году, выросла на 8,1%, до 3,1 млн  т. Увеличение добычи нефти на месторождении обеспечено за счет эксплуатационного бурения: введено 90 новых добывающих скважин со средним дебитом нефти 38 т/сут, в том числе 35 горизонтальных со средним дебитом нефти 61 т/сут. Для поддержания уровней добычи по переходящему фонду скважин в 2011 году на месторождении пробурено 11 вторых стволов со средним приростом дебита нефти 19,6 т/сут, что позволило дополнительно добыть 22,3 тыс. т нефти. Продолжается работа по формированию системы поддержания пластового давления, в отчетном году введено под закачку 75 новых нагнетательных скважин. Проектный фонд скважин, оставшийся для бурения, по состоянию на 1 января 2012 года составляет 802 скважины - 493 добывающие и 309 нагнетательные. Отраслевой программой развития бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» с 2012 по 2017 годы на месторождении предусмотрен ввод 117 новых добывающих скважин из эксплуатационного бурения.

.5 Стабилизация  добычи в Западной Сибири. Опыт  Предуралья

Западная Сибирь - один из ключевых регионов добычи Группы. Так, в 2011 году в регионе добыто 49,1 млн т, или 54% от общей добычи Группы. Однако бóльшая часть месторождений региона находится в разработке в течение длительного времени и характеризуется высоким уровнем выработанности запасов. Максимальная добыча Группы в регионе составила 59,9 млн. т в 2007 году. В 2008-2010 годах среднегодовое снижение добычи в Западной Сибири составляло 5,3%. В 2011 году Группе удалось снизить темпы падения добычи: с середины года была достигнута ее стабилизация.

Компания добилась такого результата, проводя планомерные действия по нескольким направлениям:

. Была значительно  усилена система поддержания  пластового давления. Ежегодный  ввод составил в среднем 450 нагнетательных скважин. Фонд  добывающих скважин за пятилетний  период вырос незначительно, на 4%, количество же нагнетательных скважин увеличилось на 20%. В результате уменьшилось отношение количества добывающих скважин к нагнетательным, что способствовало снижению потерь добычи нефти и оптимизации выработки запасов.

. В 2011 году в регионе  резко увеличилось горизонтальное бурение: по итогам года были введены 153 высокоэффективные горизонтальные скважины против 59 в 2010 году. Кроме того, проведено 96 операций многозонного гидроразрыва пласта при горизонтальном бурении. Средний дебит новых скважин при этом превысил 56 т/сут.

. По сравнению с  2010 годом выросло количество низкозатратных  геолого-технических мероприятий  - реперфораций, дострелов, оптимизаций  режимов работы скважин.

. Благодаря использованию  новых технологий бурения в  2011 году выросла добыча нефти из новых скважин при уменьшении общего их количества.

Группа «ЛУКОЙЛ» и  дальше планирует концентрировать  свои усилия на поддержании стабильного  уровня добычи в регионе, увеличивая инвестиции в создание и применение новейших технологий, повышение эффективности разведки и разработки месторождений. Программа стратегического развития Группы «ЛУКОЙЛ» на 2012-2021 годы предусматривает дальнейшую стабилизацию добычи нефти в Западной Сибири в ближайшие годы, а с 2016 года - ее рост за счет ввода новых месторождений. Еще один традиционный для Группы регион - Предуралье - уже на протяжении многих лет показывает стабильный рост добычи. В 2011 году в Предуралье добыто 12,9 млн т, или 14,2% от общей добычи Группы.

С 1995 по 2011 год в Предуралье введено в разработку 51 новое месторождение. На 1 января 2012 года в разработке находятся 133 месторождения. Наблюдается стабильный рост обычи нефти - с 9,3 млн т в 1995 году до 12,9 млн т в 2011 году. Такие показатели были остигнуты благодаря следующим причинам:

• Ежегодный ввод в  эксплуатацию в среднем 2-3 новых  месторождений

• Планомерное увеличение доли добычи нефти из новых месторождений, введенных а этот период (в 2011 году почти 2 млн т)

• Проведение эффективных  геолого-технических мероприятий (эксплуатационное бурение, бурение боковых стволов, ГРП) за счет внедрения комплексных программ повышения нефтеотдачи пластов и детализации принятия решения по основным видам геолого-технических мероприятий до уровня многоскважинного сектора.