ОАО «ЛУКОЙЛ»

Это позволило существенно  увеличить добычу нефти на ряде крупных месторождений региона (Уньвинское, Сибирское, Гагаринское, Курбатовское, Гарюшкинское). Тимано-Печора

В 2011 году Тимано-Печорская  нефтегазоносная провинция обеспечила 19,3% добычи Группы. Добыча в этом регионе  сократилась на 17,1% и составила 17,5 млн т. Сокращение добычи вызвано снижением добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении. Однако Тимано-Печора остается перспективным регионом добычи для ОАО «ЛУКОЙЛ». Так, в 2011 году Компания и ОАО АНК «Башнефть» создали совместное предприятие по разработке нефтяных месторождений им. Р. Требса и А. Титова. Кроме того, бóльшая часть запасов тяжелой нефти Группы располагается в Тимано-Печоре на Ярегском и Усинском месторождениях. Ярегское месторождение высоковязкой нефти обладает доказанными запасами, по стандартам SEC, в размере 318 млн барр. (запасы 3Р - 540 млн барр.). Добыча на месторождении осуществляется в основном шахтным способом. В 2011 году были начаты опытно-промышленные работы по усовершенствованию термошахтного способа с применением новейшего бурового станка, позволяющего бурить подземные скважины протяженностью до 800 м, что в более чем в 2,5 раза превышает длину традиционных подземных скважин. Таким образом, применение нового бурового станка в сочетании с внедрением комбайнов при горнопроходческих работах позволит заметно сократить затраты на подготовку уклонных блоков к разработке и повысит производительность труда.

На Лыаельской площади  месторождения за отчетный период выполнено  бурение 5 пар добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальным заканчиванием и протяженностью ствола до 1 100 м. Целью опытных работ является освоение различных технических и технологических аспектов использования горизонтальных скважин в качестве нагнетательных и эксплуатационных. Выбранная технология аналогична методу SAGD (термогравитационное дренирование пластов), применяемому на битуминозных песках в Канаде, и показала свою эффективность на опытно-промышленном участке.

Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения была введена  в эксплуатацию в 1977 году. По состоянию на 1 января 2012 года доказанные запасы пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, по стандартам SEC, составили 430 млн барр. (запасы 3Р всего месторождения - 680 млн барр.). Залежь характеризуется крайне неоднородным строением карбонатного коллектора, содержит высоковязкую нефть и является объектом применения тепловых методов разработки. Основная часть запасов залежи разрабатывается на естественном режиме. С целью повышения коэффициента извлечения нефти осуществляются площадная закачка пара на участках паротеплового воздействия, пароциклические обработки отдельных добывающих скважин по всей площади залежи, в том числе комбинированные с закачкой химических реагентов. Дополнительная добыча нефти от применения тепловых методов по залежи с начала внедрения составила более 6,1 млн т.

Впервые в условиях залежи введен в опытную эксплуатацию участок  с площадным тепловым воздействием на пласт в системе горизонтальных скважин. В 2012 году планируется начать эксперимент по испытанию технологии перпендикулярного термогравитационного дренирования пласта.

Максимальный прирост  добычи нефти в Тимано-Печорском  регионе обеспечен на Южно-Юрьяхинском  месторождении. В 2011 году по сравнению  с предыдущим годом прирост добычи нефти по месторождению составил 214,4 тыс. т (+233%). Увеличение добычи обеспечено за счет ввода скважин из бурения - в эксплуатацию введено 6 новых эксплуатационных скважин со средним дебитом нефти 204,3 т/сут.

В 2012 году планируется  ввод в добычу 5 новых скважин. Отраслевой программой развития бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» предусмотрено сохранение высоких темпов разработки месторождения и дальнейшее увеличение уровней добычи нефти.

Предуралье

Добыча нефти Группой  «ЛУКОЙЛ» в Предуралье выросла до 12,9 млн т, или на 3,5%, в том числе благодаря применению новых технологий, таких как бурение вторых стволов, радиальное бурение и кислотный гидроразрыв пласта. На Предуралье пришлось 14,2% всей добычи Группы по сравнению с 13,0% в 2010 году.

На Уньвинском месторождении, являющемся приоритетным для Компании регионе, добыча нефти в 2011 году выросла на 9,8% и составила 1,7 млн т. Увеличение добычи обеспечено в основном за счет широкого применения современных технологий повышения нефтеотдачи пластов, а также эксплуатационного бурения. Пробурено 10 боковых стволов со средним дебитом нефти 22 т/сут, проведено 17 операций по гидроразрыву пласта со средним приростом 14,3 т/сут.

На 6 скважинах применена  технология радиального бурения (средний  прирост составил 9,9 т/сут).

Из эксплуатационного бурения выведено 5 новых скважин со средним дебитом нефти 33 т/сут, в том числе 1 с горизонтальным окончанием со средним дебитом 60,5 т/сут. Реализация данных мероприятий позволила повысить средний дебит действующего фонда до 17 т/сут против 15 т/сут в 2010 году.

Уньвинское месторождение  является одним из крупнейших инвестиционных проектов Группы в Пермском регионе  по величине начальных запасов нефти. Месторождение практически полностью  разбурено и в ближайшей перспективе  планируется только эксплуатационное бурение краевых зон залежей.

Поволжье

Добыча нефти на территории Поволжья в 2011 году выросла на 9,2% по сравнению с 2010 годом и составила 3,4 млн т.

Основным фактором роста  добычи в регионе стала разработка месторождения им. Ю. Корчагина. Месторождение было введено в 2010 году и стало первым из целой группы месторождений, расположенных в российской части акватории Каспийского моря, введенным Компанией в эксплуатацию. Освоение этих месторождений станет основным фактором роста добычи нефти Группой в среднесрочной перспективе.

В 2011 году годовая добыча нефти по месторождению увеличилась  до 338,1 тыс. т.

Увеличение добычи нефти  обеспечено за счет эксплуатационного  бурения - введены 3 новы скважины. Длина  горизонтальной части ствола скважин  достигла более 1 000 м. Средний дебит нефти новых скважин составил 432 т/сут. Добыча нефти из новых скважин за отчетный период составила 215,4 тыс. т.

В рамках технического перевооружения бурового комплекса морской платформы  им. Ю. Корчагина циркуляционная система бурового раствора модернизирована для возможности работы с буровым раствором на инвертной основе, что позволит осуществлять бурение горизонтальных скважин сверх протяженной длины, более 5 км.

На 2012 год запланировано  пробурить и ввести в эксплуатацию одну газопоглощающую и четыре добывающие скважины, при этом длина горизонтального участка будет достигать до 4 000 м. Всего на месторождении им. Ю. Корчагина проектом предусматривается бурение 33 добывающих скважин до 2017 года. Максимальный прогнозный уровень добычи нефти более 2,4 млн т, газа - около 1,0 млрд м3.

Международные проекты

Добыча нефти по международным  проектам в доле Группы «ЛУКОЙЛ» составила 5 951 тыс. т, что на 4,4% меньше уровня 2010 года. Снижение объемов добычи произошло  в основном за счет активов Кумколь, КаракудукМунай в Казахстане, Юго-Западный Гиссар в Узбекистане, Мелейя в Египте и Шах-Дениз в Азербайджане. Проходка в эксплуатационном бурении по международным проектам Компании выросла на 3,0% по сравнению с 2010 годом и составила 459,8 тыс. м. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин вырос на 9,6% и составил 1 905 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, - 1 728. По международным проектам, в которых участвует Группа, было введено в эксплуатацию 267 новых добывающих скважин.

По проекту Тенгиз в Казахстане добыча по доле Группы практически не изменилась и составила 1 292 тыс. т. По итогам 2011 года уровень утилизации газа составил 99,2%. Выполнено 25 геолого-технических мероприятий, прирост добычи от которых составил более 1,5 млн т. Это позволило обеспечить полную загрузку существующих заводских мощностей по подготовке нефти и газа. Завершены работы стадии Pre-FEED по проекту оптимизации завода второго поколения, который предусматривает повышение надежности и мощности до уровня 41,8 тыс. т/сут, и проекту управления устьевым давлением, который предусматривает продление периода полной загрузки существующих заводских мощностей по подготовке нефти и газа за счет строительства системы повышения давления (перекачивающей станции).

По проекту Карачаганак в Казахстане в 2011 году доля Группы в добыче нефти и конденсата составила 1,5 млн т, практически не изменившись за год. В отчетном году в рамках выполнения инвестиционной программы было завершено бурение 3 новых горизонтальных скважин, одна из них введена в эксплуатацию. Введена в эксплуатацию четвертая технологическая линия стабилизации и очистки на Карачаганакском перерабатывающем комплексе. Фактическая мощность стабилизации составила на конец 2011 года 27,4 тыс. т/сут стабильного конденсата и нефти, при этом достигнут рекордный уровень суточной закачки газа в пласт - 25,4 млн м3/сут.

По проекту Кумколь  в Казахстане добыча нефти снизилась  почти на 15% и составила 1,25 млн  т (по доле участия) в результате того, что месторождение находится  на поздней стадии бдобычи. В 2011 году было введено 66 новых эксплуатационных скважин со средним дебитом 22,9 т/сут. Велась активная работа по совершенствованию системы утилизации попутного газа.

Проведена защита авторского надзора за реализацией технологической схемы разработки месторождения Восточный Кумколь.

По проекту КаракудукМунай в Казахстане добыча составила 696 тыс. т (по доле участия), снизившись на 3% по сравнению с прошлым годом  в результате естественного старения месторождений. В 2011 году были введены в эксплуатацию 2 новые скважины средним дебитом 26,9 т/сут, пробурено 7 боковых стволов.

Продолжалась активная разработка месторождения Северные Бузачи в Казахстане. Добыча

Группы «ЛУКОЙЛ» по доле участия практически не изменилась и составила 493 тыс. т. В 2011 году введены в эксплуатацию 153 новые эксплуатационные скважины (в том числе 50 - горизонтальные) со средним дебитом 10,3 т/сут. В отчетном году завершены строительство и ввод в эксплуатацию 5 перекачивающих станций. Пробурены и запущены в работу 3 горизонтальные скважины и 8 боковых горизонтальных стволов. Продолжается развитие программы утилизации попутного газа.

Добыча по проекту  Арман в Казахстане составила 19,1 тыс. т, что на 9,1% меньше, чем в 2010 году. В 2011 году с целью решения  проблемы обеспечения электроэнергией в рамках газовой программы была освоена под добычу газа одна скважина.

На месторождениях Алибекмола и Кожасай (проект Казахойл Актобе в  Казахстане) добыча нефти выросла  на 16,9% по сравнению с 2010 годом и  составила 285,2 тыс. т. Было введено в эксплуатацию 20 новых скважин со средним дебитом 52,9 т/сут. В отчетном периоде была проведена реконструкция пункта подготовки и прокачки нефти на месторождении Алибекмола, завершен капитальный ремонт участка добычи нефти на месторождении Кожасай.

Были продолжены работы в рамках реализации проекта по утилизации попутного нефтяного газа.

По проекту Шах-Дениз  в Азербайджане добыча газового конденсата снизилась на 9,3%, до 135,4 тыс. т, на фоне ограничений по приему конденсата со стороны Республики Азербайджан и турецких потребителей. В 2011 году введена в эксплуатацию 1 новая скважина средним дебитом 1 200 т/сут. Поставка газа осуществлялась по Южно-Кавказскому трубопроводу в Азербайджан,

Грузию и Турцию. Поставка конденсата осуществлялась в экспортный трубопровод Баку - Тбилиси - Джейхан. 25 октября 2011 года в Турции в присутствии президента Азербайджана и премьер-министра Турции между ГНКАР и БОТАШ был подписан пакет документов по дальнейшему развитию Стадии 2, который должен быть впоследствии ратифицирован парламентами Турции и Азербайджана. Соглашение между Азербайджаном и партнерами о продлении срока СРП на 5 лет находится в прямой зависимости от санкционирования Стадии 2.

Доля Группы в добыче газового конденсата на участке Хаузак-Шады в Узбекистане (разрабатывается  в рамках проекта Кандым - Хаузак - Шады), который был введен в эксплуатацию в 2007 году, составила 9,1 тыс. т.

Добыча по приобретенному в 2008 году проекту Юго-Западный Гиссар в Узбекистане в 2011 году снизилась на 11,9% по сравнению с 2010 годом и составила 77,4 тыс. т (по доле участия), так как разрабатываемые нефтяные месторождения находятся в поздней стадии добычи. В Египте по проекту Meleiha добыча Группы по доле участия сократилась на 20,4% и составила 54,9 тыс. т в результате снижения доли в СРП из-за роста цен на углеводороды. В 2011 году были введены 24 новые скважины со средним дебитом 37,4 т/сут.

По проекту WEEM доля Группы в добыче составила 136,8 тыс. т (не включая WEEM ext.). В отчетном году состоялся запуск в опытно-промышленную эксплуатацию системы поддержания пластового давления.

В отчетном году велась подготовка к началу добычи по проекту Западная Курна-2 в Ираке.

В 2009 году консорциум в  составе ОАО «ЛУКОЙЛ» и норвежской компании Statoil стал победителем тендера на право освоения месторождения Западная Курна-2 - одного из крупнейших в Республике Ирак.

В 2011 году актуализирована  геологическая модель месторождения  с учетом новых данных по опробованию скважин, интерпретации фрагментов геофизических исследований, уточненной корреляции геологического разреза с выделением циклов осадконакопления. Планами на 2012 год предусмотрено начало эксплуатационного бурения по этапу «Ранняя нефть» (23 скважины). Кроме этого, в 2012 году планируется построение геологической и гидродинамической моделей месторождения, завершение работ по расконсервации исторических скважин, исследованию керна и полевой сейсмике 3D.

Начало добычи нефти  по проекту запланировано на 2013 год.

 

4.6 Разработка  месторождений и добыча газа

 

Распределение добычи товарного  газа Группой «ЛУКОЙЛ» по регионам Млн м3
Западная Сибирь	3 470	18,6%
Большехетская впадина	8 273	44,4%
Тимано-Печора	573	3,1%
Предуралье	945	5,1%
Поволжье	522	2,8%
Прочие	12	0,1%
Международные проекты	4 826	25,9%
Итого	18 621	100%

 

Газовая программа Группы «ЛУКОЙЛ» предусматривает ускоренный рост добычи газа как в России, так  и за рубежом, и доведение доли газа до трети от суммарной добычи углеводородов.