ПАО «НК «Роснефть». Годовой отчёт за 2020 год - часть 2

Инвестиционный процесс Компании построен на следующих 
основных принципах.

ОРГАНИЗАЦИЯ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЦЕССА

Цели и задачи инвестицион-
ного процесса направлены 
на обеспечение следующих 
стратегических приоритетов 
Компании.

•

Устойчивый рост бизнеса
за счет направления инве-
стиций в эффективные и кон-
курентоспособные проекты
с учетом оптимизации порт-
феля проектов.

•

Повышение эффективности
по всем направлениям дея-
тельности за счет тщательно
выверенного определения
потребностей в инвестициях,
эффективного процесса при-
нятия решений и реализа-
ции проектов, мониторинга
и контроля в течение жизнен-
ного цикла проекта.

•

Повышение инвестиционной
дисциплины за счет совер-
шенствования системы иден-
тификации, классификации,
качественной проработки
и оценки проектов, построения
эффективной системы принятия
решений на основе делегиро-
вания полномочий.

•

Соблюдение принципов высо-
кой социальной ответствен-
ности Компании в сфере
промышленной и экологиче-
ской безопасности.

•

Фокус на содействии в реали-
зации Целей ООН в области
устойчивого развития (ЦУР),
направленных на достижение
прогресса в решении глобаль-
ных экономических и социаль-
ных задач, охрану окружающей

среды, включая вопросы угле-
родного менеджмента (см. План 
по углеродному менеджменту  
на стр. 25).

Действующий в ПАО «НК «Роснефть» 
процесс управления инвести-
циями интегрирован со всеми 
смежными процессами, включая 
стратегическое и бизнес-планиро-
вание, бюджетирование, отчетность 
и финансовый контроль, проект-
ное и корпоративное управление, 
и содержит следующие направления.

Дисциплина и ответствен-
ность:

 процесс утверждения биз-

нес-проектов через систему 
делегирования полномочий 
по принятию решений (в соответ-
ствии с установленными лимитами 

инвестиционных полномочий) 
по результатам проведенной 
в установленном порядке всесто-
ронней экспертизы.

Инвестиционные решения:

 

качественные инвестиционные 
решения, сокращение сроков 
согласования и рассмотрения 
инвестиционных меморандумов, 
ответственность исполнителей 
и кураторов инвестиционных 
проектов по выполнению проек-
тов в срок в рамках бюджета 
с надлежащим качеством и пока-
зателями эффективности.

Мониторинг и контроль:

 про-

цессы регулярного и качествен-
ного мониторинга проектов 
на всех уровнях Компании, 

процесс управления измене-
ниями, автоматизированный 
контроль наличия инвестици-
онных решений при вступле-
нии в финансовые обязательства 
(режим «двух ключей») на всех 
этапах планирования и реализа-
ции проектов.

Портфельный анализ:

 фор-

мирование сбалансированного 
портфеля проектов Компании 
и гибкое управление, примене-
ние принципов комплексного 
ранжирования и оптимизации 
портфеля на базе перечня кри-
териев в зависимости от стра-
тегии развития и приоритетов 
Компаниии, использование 
инструментов сценарного ана-
лиза портфеля.

Развитие информационных тех-
нологий и автоматизация:

 авто-

матизация процесса управления 
инвестициями, включая сопро-
вождение процесса принятия 
инвестиционных решений, эко-
номической оценки проектов 
и управления портфелем инвести-
ционных проектов Компании.

Общий объем инвестиций в пере-
работку, коммерцию и логистику 
в 2020 году составил 53 млрд руб.

Инвестиции направлены 
на завершение высокоэффек-
тивных проектов строительства 
и реконструкции технологических 

СЕГМЕНТ «ПЕРЕРАБОТКА, КОММЕРЦИЯ И ЛОГИСТИКА»

установок и комплексов на НПЗ, 
развитие нефтебаз, топливоза-
правочных комплексов (ТЗК), 
продолжение работы по раз-
витию бизнеса катализаторов 
и присадок, а также реализацию 
программы поддержания дей-
ствующих мощностей.

Ожидаемый эффект от проектов – 
повышение маржинальности 
бизнеса нефтепереработки, уве-
личение выхода светлых и объе-
мов выпуска высококачественных 
нефтепродуктов.

Процесс управления портфелем проектов 

Компании

Делегирование полномочий: инвестиционные органы и лимиты полномочий

•

экономическая
эффективность;

•

материальность;

•

готовность проектов
к реализации;

•

соответствие Стратегии.

Критерии оптимизации  
портфеля проектов:

Лимиты полномочий

Иерархия инвестиционных органов

>1 500 млн долл. США

500–1 500 млн долл. США

200–500 млн долл. США

0–200 млн долл. США

Совет директоров

Правление

Инвестиционный комитет

Профильные подкомитеты

Разведка и добыча

Пере работ ка, ком мер ция 

и ло гис тика

Функциональный

ПОРТФЕЛЬ 
ПРОЕКТОВ

Ф

ор

ми

ро

ва

ни

е 

реш

ени

й, 

ре

ал

из

ац

ия

по

рт

фе

ля

Приня

тие

 ин

ве

ст

иц

ио

нн

ы

х 

Опт

им

из

ац

ия

 

и

 о

це

нк

а р

езу

льта

тов

и ра

нж

ир

ов

ан

ие

М

он

ито

рин

г  

Макроэкономика  

и внешняя среда

Стратегические цели и приоритеты

Распределение инвестиций

Результаты по проектам

Ресурсные и финансовые 

ограничения

Реализуемые проекты

Утверждение/отмена/ 

завершение проектов

Результаты по портфелю

Целевые эффективность 

и доходность

Инвестиционные инициативы

Создание стоимости (NPV)

Рекомендации по улучшению

1

6

2

7

5

10

3

8

4

9

Полное покрытие 

инвестиционными 

решениями

Всесторонняя 

экспертиза

Превышение каждым 

проектом пороговых 

показателей 

эффективности

Ответственность 

за проект

Финансирование 

только при наличии 

инвестиционного 

решения и средств 

в бизнес-плане

Мониторинг 

и контроль 

на всех этапах 

проекта, включая 

постпроектный 

мониторинг

Стандартизация 

подходов к оценке 

и оформлению 

проектов

Интеграция 

со стадийностью 

проектов

Делегирование 

полномочий

Взаимоувязанность 

со смежными 

процессами

37

36

РЕЗУЛЬТАТЫ 

деятельности

КЛЮЧЕВЫЕ 
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ 
И ФИНАНСОВЫЕ 
ПОКАЗАТЕЛИ

Основные производственные показатели

Показатель

2020

2019

Δ

2018

Доказанные запасы жидких углеводородов 

по классификации SEC, млн т

3 489

3 935

–11 %

3 899

Доказанные запасы жидких углеводородов 

по классификации PRMS, млн т

3 891

4 383

–11 %

4 377

Доказанные запасы рыночного газа 

по классификации SEC, млрд куб. м

2 106

2 119

–1 %

2 065

Доказанные запасы рыночного газа 

по классификации PRMS, млрд куб. м

2 423

2 452

–1 %

2 420

Обеспеченность запасами углеводородов 

по классификации PRMS, лет

23 

23

0 %

23

Добыча жидких углеводородов, млн т

204,5

230,2

–11 %

230,2

Добыча газа, млрд куб. м

62,8

67,0

–6 %

67,3

Реализация нефти за рубежом, млн т

115,4

149,4

–23 %

123,7

Переработка нефти, млн т

104,0

110,2

–6 %

115,0

Производство нефтепродуктов 

и нефтехимии, млн т

101,4

107,5

–6 %

111,7

Реализация нефтепродуктов и нефтехимии 

за рубежом, млн т

64,2

71

–9,6 %

73,7

Основные финансовые показатели

Показатель

2020

2019

Δ

2018

Выручка от реализации и доход от ассо-

циированных организаций и совместных 

предприятий, млрд руб.

5 757

8 676

–34 %

8 238

EBITDA

1

, млрд руб.

1 209

2 105

–43 %

2 081

Маржа EBITDA

2

20,4 %

24,0 %

–3,6 п. п.

24,8 %

Налоги и таможенные пошлины, трлн руб.

2,4 

3,7

–34 % 

4,0

Чистая прибыль, млрд руб.

181

802

–77 %

649

Маржа чистой прибыли

3,1 %

9,2 %

–6,1 п. п.

7,9 %

ROACE

6,9 %

15,7 %

–8,8 п. п.

17,4 %

ROAE

3,0 %

14,3 %

–11,3 п. п.

12,3 %

Капитальные затраты, млрд руб.

785,0

854,0

–8 %

936,0

Удельные капитальные расходы на разведку 

и добычу, долл. / барр. н. э.

5,5

6,1

–10 %

6,8

Удельные операционные затраты на добычу 

в расчете, долл. / барр. н. э.

2,8

3,1

–10 %

3,1

Свободный денежный поток, млрд руб.

425

941

–55 %

1 133

Дивиденды на акцию, руб.

6,94 

33,41

-79 %

25,91

Общий объем начисленных 

дивидендов, млрд руб.

73,6 

354,1

-79 % 

274,6

По итогам 2020 года выручка сни-
зилась к уровню предыдущего 
года на 33,6 % – до 5 757 млрд руб., 
под влиянием падения мировых цен 
на нефть и сокращения объемов 
добычи и реализации нефти, свя-
занного с ограничениями в рамках 
Соглашения ОПЕК+, а также со сни-
жением спроса на мировом рынке 
из-за пандемии COVID-19.

Доказанные запасы жидких 

углеводородов, млн барр.

Доказанные запасы газа, 

млрд куб. м

Коэффициент замещения 

запасов углеводородов, SEC, %

Добыча жидких  

углеводородов, млн т

Добыча жидких углеводоро-
дов за 2020 год составила 
4,14 млн барр. / сут. (204,5 млн т), 
снизившись на 11,4 % по сравне-
нию с 2019 годом на фоне выполне-
ния Соглашения ОПЕК+, вступившего 
в силу 1 мая 2020 года.

Добыча газа,  

млрд куб. м

Добыча газа за 2020 год соста-
вила 62,83 млрд куб. м, что на 6,2 % 
ниже год к году. Основными причи-
нами динамики показателя являются 
сокращение добычи попутного 
нефтяного газа вследствие огра-
ничения добычи нефти в соответ-
ствии с новым Соглашением ОПЕК+ 
и снижение спроса на газ на фоне 
пандемии COVID-19.

Удельные операционные 

затраты на добычу 

углеводородов, руб. / барр. н. э.

Показатель по сравнению с анало-
гичным периодом прошлого года 
остался на прежнем уровне.

Операционные расходы заводов 

Российской Федерации на тонну 

переработанной нефти

4

, руб/т

По сравнению с 12 месяцами 2019 года 
операционные расходы нефтепере-
рабатывающих заводов (НПЗ), нахо-
дящихся в Российской Федерации, 
за 12 месяцев 2020 года увеличились 
на 1,9 %. При несущественном росте 
расходов нефтеперерабатывающих 
заводов удельные затраты выросли 
на 10,0 % в связи с оптимизацией 
объемов переработки в текущих усло-
виях спроса на нефтепродукты.

EBITDA и чистая прибыль,  

млрд руб.

Снижение показателя EBITDA в годовом 
выражении, помимо снижения выручки, 
обусловлено отрицательным влиянием 
демпфера в составе обратного акциза, 
что было частично скомпенсировано 
снижением общехозяйственных и адми-
нистративных расходов на 9,3 %.

Снижение чистой прибыли год к году 
обусловлено динамикой показа-
теля EBITDA и влиянием курсовых 
разниц.

Выручка, млрд руб.

1 

Скорректирована на сумму расходов, связанных с пандемией.

2 

Скорректирована на эффект от зачета предоплат. 

3 

В сопоставимом периметре с учетом отчуждений активов.

4 

С учетом расходов по нефтехимии.

2018

2019

2020

По классификации SEC
По классификации PRMS

28 853

29 114

32 304

32 354

28 726

25 816

2018

2019

2020

По классификации SEC
По классификации PRMS

2 065

2 119

2 420 

2 452

2 423

2 106

2018

2019

2020

173

129

138

3

2018

2019

2020

230,2

230,2

204,5

2018

2019

2020

67,3

67,0

62,8

2018

2019

2020

194

199

200

2018

2019

2020

1 364

1 451

1 596

2018

2019

2020

EBITDA
Чистая прибыль

2 081

2 105

649

802

181

1 209

3 979 

4 493 

2 489

4 097

3 997

3 139

162 

186

129

2018

2019

2020

Реализация нефти и газа
Реализация нефтепродуктов 

и нефтехимии
Прочие и доход от зависимых 

компаний

41

40

ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА И ВОСПОЛНЕНИЕ 
ЗАПАСОВ КОМПАНИИ

7,2

 

/

 

4,2

Западная Сибирь

Восточная Сибирь и Дальний Восток

3,9

 

/

 

2,1

Юг России

0,1

 

/

 

0,1

0,2

 

/

 

0,0

Тимано-Печора

Шельф России

0,4

 

/

 

2,0

Урало-Поволжье

1,6

 

/

 

0,2

Нефтяные активы, добыча нефти,  
конденсата и ЖУВ
Газовые проекты, добыча газа
Активы ГРР
Акватории морей
Нефтегазоносные провинции
Запасы нефти и газового  
конденсата   АВ1С1 + B2C2 
по регионам, млрд т
Запасы газа AB1C1 + B2C2 
по регионам, трлн куб. м

По итогам 2020 года 

Компания подтвердила 

лидирующие позиции 

по объему ресурсной 

базы и эффективности 

проведения 

геологоразведочных работ.

0,0

0,0

Самаранефтегаз

Башнефть-Добыча

Няганьнефтегаз

Обьнефтегазгеология

Пурнефтегаз

Самотлор

Юганскнефтегаз

Краснодарнефтегаз

Дагнефтегаз

Ставропольнефтегаз

Грознефтегаз

Дагнефть

Каспийская НК

Удмуртнефть

Приазовнефть

Оренбургнефть

Уват

Томскнефть

Куюмба

Юрубчено-Тохомское

Русское

Сузунское

Тагульское

Пайясхкий кластер

Мессояха

Роспан

Сибнефтегаз

Харампур

Кынско-Часельская группа

Ванкор

Мегионнефтегаз

Соровскнефть

Лицензионные участки  вокруг 

Ванкорского месторождения

БН-Полюс

Карское море

Шельф Западной Арктики

Шельф Восточной Арктики

Лицензионные 
участки Таймыра

Лицензионные 
участки Якутии

Лицензионные 
участки  
Иркутской области

Лицензионные участки  
Красноярского края

Шельф Дальнего Востока

Сахалинский шельф

Сахалин-1

РН-Шельф — Дальний Восток

Верхнечонское

Среднеботуобинское

Братскогаз

152

 

млрд барр. н. э.

(20,5 млрд т н. э.) объем запасов 
углеводородов Компании 
категории АВ1С1 + В2С2 

24,9

 

млрд т

ресурсы нефти 
и конденсата 
на шельфе 

556

 

млн т н. э.

1

замещение запасов 
углеводородов 
по категории АВ1С1

19,6

 

трлн

куб. м

ресурсы газа 
на шельфе

1 133

 

лицензии

на территории  
Российской  
Федерации  
(в том числе 
55 – на шельфе)

214

1

 

%

восполнение добычи приростом 
запасов по российской 
классификации

19

 

месторождений

и 

208

 

новых залежей

с суммарными запасами более 
2 млрд т н. э. открыто в результате 
успешного проведения 
геологоразведочных работ

1 

В периметре Компании без учета приобретений и отчуждений активов.

8,7

 трлн куб. м

суммарные запасы 
газа на территории 
Российской Федерации

1,8

 трлн

куб. м

ресурсы газа 
на суше

13,3

 млрд т

суммарные запасы 
нефти и конденсата 
на территории 
Российской Федерации 

4,3

 млрд т

ресурсы нефти 
и конденсата 
на суше

43

42

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ 
НА СУШЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Развитие ресурсного потенци-
ала и рациональное освоение 
недр при строгом соблюдении 
норм экологической безопасно-
сти и широком внедрении совре-
менных технологий являются 
одним из ключевых приоритетов 
Компании.

В соответствии с утвержденной 
Советом директоров Компании 
Стратегией «Роснефть – 2022» 
определены ключевые цели 
по программе геологоразве-
дочных работ Компании: обес-
печение 100 %-го восполнения 
запасов жидких углеводородов 
и повышение успешности поис-
ково-разведочного бурения 
до 95 % к 2022 году за счет раз-
вития технологий и инновацион-
ных решений. 

В Компании разработан и реали-
зуется комплекс научно-иссле-
довательских и опытных работ. 

На этапе проектирования сей-
смических съемок проводится 
конечно-разностное моделиро-
вание волнового поля с целью 
выбора оптимальных параметров 
сейсмической съемки. Завершены 
проекты по моделированию 
систем наблюдения в Восточной 
и Западной Сибири, Республике 
Башкортостан и на Северном 
Кавказе. Для повышения успеш-
ности поисково-разведочного 
бурения в производственную 
деятельность Компании вне-
дрены передовые технологии 
обработки и интерпретации сей-
смических данных и построение 
детальных глубинно-скоростных 
моделей. Продолжается опыт-
но-научная работа по комплек-
сированию сейсмических 
и несейсмических методов. 

В 2019–2020 годах завершена разработка инновационной системы 
регистрации сейсмических данных «Гепард», подтверждены геологиче-
ская информативность и производительность, а также доказана воз-
можность проведения работ в труднодоступных регионах. Выполнены 
оценка и ранжирование участков Компании для первоочередного вне-
дрения новых технологий, идет подготовка данных по оптимальному 
дизайну сейсморазведочных работ для решения геологических задач 
и сокращения урона окружающей среде.

Уникальная технология беспроводной сейсмики

НЕЗАВИСИМЫЙ  
МЕЖДУНАРОДНЫЙ АУДИТ ЗАПАСОВ

Структура доказанных запасов 

рыночного газа, млрд куб. м

Структура доказанных запасов 

жидких углеводородов, млн т

1 

В периметре Компании без учета приобретений и отчуждений активов.

Коэффициент замещения 

запасов нефти 

и газового конденсата, SEC, %

150

200

2018

2019

2020

173

129

138

4

Доказанные запасы углево-
дородов ПАО «НК «Роснефть» 
на 31 декабря 2020 года 
по классификации SEC соста-
вили 38 644 млн барр. н. э. 
(5 221 млн т н. э.)

2

. Аудит, преду-

сматривающий оценку запасов 
до конца срока рентабельной 
разработки месторождений, 
проведен компанией DeGolyer 
and MacNaughton. 

Обеспеченность Компании дока-
занными запасами углеводо-
родов по итогам 2020 года 
составила более 20 лет по клас-
сификации SEC. Органический 
коэффициент замещения 
доказанных запасов углево-
дородов в 2020 году по клас-
сификации SEC составил 151 %. 
Коэффициент замещения по дей-
ствующим активам – 138 %

3

. 

По классификации PRMS 
(Система управления угле-
водородными ресурсами), 
по оценке компании DeGolyer 
and MacNaughton, запасы 
углеводородов на 31 дека-
бря 2020 года по категории 1Р 
составили 43 484 млн барр. н. э. 
(5 884 млн т н. э.), 

2Р – 83 761 млн барр. н. э. 
(11 308 млн т н. э.), 3Р – 
126 216 млн барр. н. э. 
(17 028 млн т н. э.). 

Увеличение оценки запа-
сов действующих акти-
вов ПАО «НК «Роснефть» 
в 2020 году (без учета приоб-
ретений/отчуждений) составило 
более 700 млн т н. э. по катего-
рии PRMS 3P и было достигнуто 
благодаря успешному поиско-
во-разведочному и эксплуатаци-
онному бурению и применению 
передовых методов увеличе-
ния нефтеотдачи (в том числе 
на залежах трудноизвлекае-
мых запасов). Основной при-
рост запасов был достигнут 
на месторождениях предприя-
тий ООО «РН-Юганскнефтегаз», 
АО «РН-Няганьнефтегаз», 
АО «Роспан Интернешнл», 
акционерного общества 
«Верхнечонскнефтегаз» 
(АО «ВЧНГ»), ООО «РН-Пур-
нефтегаз». Существенное увели-
чение оценки запасов показали 
активы, входящие в периметр 
проекта «Восток Ойл», в том 
числе Тагульское и Западно-
Иркинское месторождения.

КЛЮЧЕВЫЕ 
ДОСТИЖЕНИЯ 
НА СУШЕ 
РОССИЙСКОЙ 
ФЕДЕРАЦИИ 

477

 

млн т н. э.

1

прирост запасов 
по категории AB1C1 
за счет геолого­
разведочных работ

194

 

%

восполнение добычи 
нефти и газового 
конденсата приростом 
от геолого разведочных 
работ

110

поисково­разведочных  
скважин завершено 
испытанием 

84,5

 

%

успешность поисково­
разведочного бурения; 

17

новых месторождений 

и 

208

 новых

залежей открыто 
с суммарными 
запасами АВ1С1 + В2С2

906

 млн т н. э.

2 

С учетом приобретений/отчуждений, включая топливный газ.

3 

Рассчитан в метрических единицах в сопоставимом периметре (с учетом отчуждения активов).

4 

С учетом отчуждения активов в сопоставимом периметре.

3 891

Западная Сибирь
Урало-Поволжье
Восточная Сибирь
Тимано-Печора
Юг России
Шельф
Зарубежье

2 828

606

381

29

23

18

6

2 423

Западная Сибирь
Восточная Сибирь
Зарубежье
Урало-Поволжье
Шельф
Юг России
Тимано-Печора

2 112

170

54

33

30

22

2

45

44

ВОСПОЛНЕНИЕ ЗАПАСОВ ПО РЕГИОНАМ

ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ 

Прирост запасов в Западной 
Сибири составил 269,9 млн т 
нефти и конденсата 
и 65 млрд куб. м газа. Завершены 
испытаниями 33 поисково-раз-
ведочные скважины с успеш-
ностью 88 %. Выполнено 
2,1 тыс. кв. км сейсморазведочных 
работ 3D. Открыто одно новое 
месторождение и 62 новые 
залежи с суммарными запасами 
АВ1С1 + В2С2 71 млн т н. э. 

ООО «РН-Уватнефтегаз» после-
довательно реализует стра-
тегию освоения Уватского 

проекта, в том числе по еже-
годному увеличению темпов 
прироста извлекаемых запа-
сов. Как показывают результаты 
работы в прошлом году, уват-
ские геологи по-прежнему раз-
ведывают существенно больше 
нефтяных запасов, чем извлекают 
из недр. Так, по итогам деятель-
ности ООО «РН-Уватнефтегаз» 
в 2020 году превышение при-
роста запасов нефти кате-
гории АВ1С1 (12,5 млн т) 
над объемами добычи (9,2 млн т) 
составило 136 %. По результа-
там бурения скважины 294П 
Линевской в текущем году 
открыты три новые перспек-
тивные залежи Пихтового 
месторождения с потенци-
ально извлекаемыми запасами 
в объеме 9,5 млн т. По результа-
там бурения скважины 324П 
Восточно-Пихтовой в текущем 
году открыты две новые залежи 

перспективного месторождения 
с потенциально извлекаемыми 
запасами в объеме 3,5 млн т.

В 2020 году 
в ООО «РН-Пурнефтегаз» 
по результатам проведен-
ных геологоразведочных 
работ открыты 10 новых зале-
жей на месторождениях Южно-
Тарасовское, Барсуковское, 
Верхнепурпейское, 
Новопурпейское с суммарными 
запасами 5,7 млн т н. э.

ООО «РН-Ванкор» в результате 
успешного проведения про-
граммы геологоразведоч-
ных работ, направленной на 
увеличение ресурсной базы 
проекта «Восток Ойл», открыло 
Новоогненное месторожде-
ние с запасами более 20 млн т 
нефти и около 1 млрд куб. м газа. 
Доказана нефтенасыщенность 

нижнемеловых отложений 
севернее Мессояхского вала, 
что изменило представление 
о возможном характере насыще-
ния перспективных объектов. 

По газовым активам Компании 
в Западной Сибири в 2020 году 
получен прирост запасов  
7,2 млн т нефти и конденсата 
и 27,6 млрд куб. м газа. 

Продолжается работа по изуче-
нию нетрадиционного газонасы-
щенного коллектора березовской 
свиты на территории Западной 
Сибири. В 2020 году поданы 
документы на патент «Способ 
локализации запасов углеводо-
родов в кремнистых отложениях 
верхнего мела». Изобретение 
относится к геологоразведочным 
работам в части оценки запа-
сов углеводородов в кремнистых 
отложениях осадочного чехла. 
Предложенный способ заключа-
ется в определении зональности 
распространения форм кремне-
зема, слагающего березовскую 
свиту и ее аналоги. 

В 2020 году выполнены работы 
по изучению фильтрационно-ем-
костных свойств пород-кол-
лекторов туронских отложений 
Харампурского месторожде-
ния с помощью применения 
новой технологии «Цифровой 
керн». Исследования выпол-
нены в московской лаборатории 
«Шлюмберже» с привлечением 
экспертов компании BP Plc. 
Работы по сравнительному ана-
лизу результатов продолжаются. 

В 2020 году в рамках про-
должения работ по изуче-
нию Гыданского полуострова 
по результатам интерпре-
тации сейсморазведочных 
работ 3D Минховского лицен-
зионного участка подтверждены 

перспективы месторождения 
и обоснованы точки заложе-
ния поисковых и разведочных 
скважин. В 2020 году завер-
шена бурением разведоч-
ная скважина 70 Минховского 
лицензионного участка – пер-
вая скважина на месторожде-
нии. По результатам бурения 
расширенного комплекса ГИС 
и MDT к испытанию подготов-
лены 10 перспективных объек-
тов, в том числе пять ранее 
не учтенных на государствен-
ном балансе углеводородного 
сырья Российской Федерации. 
При испытании скважины 70 
впервые применена техноло-
гия освоения газовых объек-
тов с помощью струйных насосов 
(Jet Pump), ранее использовав-
шихся только для освоения неф-
тяных объектов. Применение 
струйных насосов ускоряет 
период освоения объектов с низ-
кими фильтрационно-емкостными 
свойствами  за счет возможно-
сти создания в короткий срок 
более высоких депрессий, поз-
воляет провести очистку приза-
бойной зоны пласта от жидкости 
глушения и бурового раствора, 
а также закрытие скважины 
на забое для более быстрого 
выхода на радиальный режим 
Кривая восстановления давления 
(КВД), исключая влияние ствола 
скважины. Прорабатывается 
возможность трансляции опыта 
на другие проекты Компании.

На базе Минховского месторо-
ждения будет создан новый газо-
вый кластер.

Прирост запасов – 

270

 млн т

нефти и конденсата

и 

65

 млрд

куб. м 

газа

33  

поисково-
разведочные 
скважины завершены 
испытаниями  
с успешностью

88

 %

1  

новое месторождение

и 

62 

новые залежи  
с суммарными  
запасами 
АВ1С1 + В2С2 

71

 млн т н. э.

Выполнено 

2,1

 тыс. кв. км

сейсморазведочных  
работ 3D

47

УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ, ТИМАНО-ПЕЧОРА И ЮГ РОССИИ 

По итогам 2020 года общий 
прирост запасов в Урало-
Поволжье, Тимано-Печоре 
и на Юге России составил 
61,9 млн т нефти и конденсата 
и 5 млрд куб. м газа. Завершено 
испытаниями 65 скважин 
с успешностью 82 %. Выполнен 
значительный объем сей-
сморазведочных работ 3D – 
1,8 тыс. кв. км и 0,9 тыс. пог. км 
работ 2D. Открыто 12 место-
рождений и 130 новых зале-
жей с суммарными запасами 
АВ1С1 + В2С2 24 млн т н. э. 

Компания продолжила работу 
по геологоразведке на кремни-
стые известняки  

доманиковых отложений 
в Оренбургской и Самарской 
областях. В настоящий момент 
Компания планирует реализа-
цию программы опытно-про-
мышленная разработка (ОПР) 
для подготовки заключения о 
коммерческой привлекательно-
сти этих отложений на лицен-
зионных участках Самарской 
области.  В 2020 году 
АО «Оренбургнефть» при-
ступило к поисково-оценоч-
ному бурению на Кутулукском 
участке недр с целью изучения 
перспектив промышленной про-
дуктивности доманикоидных 
толщ в пределах Оренбургской 
области. В 2020 году гео-
логи АО «Самаранефтегаз» 
в результате реализации про-
грамм «Поиск пропущенных 
залежей» и поисково-разве-
дочного бурения открыли 29 
новых залежей и два новых 
месторождения с приро-
стом извлекаемых запасов  
АВ1С1 + В2С2 – 6,7 млн. т. н. э.

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ И ДАЛЬНИЙ ВОСТОК 

Прирост запасов в Восточной 
Сибири и на Дальнем Востоке 
по итогам года составил 
56 млн т нефти и конденсата 
и 38 млрд куб. м газа. Завершено 
испытанием 12 поисково-раз-
ведочных скважин с успешно-
стью 92 %. Выполнено 42 пог. км 
сейсморазведочных работ 2D 
и 634 кв. км сейсморазведочных 
работ 3D. Открыто четыре новых 
месторождения и 16 новых зале-
жей с суммарными запасами 
АВ1С1 + В2С2 811 млн т н. э. 

В рамках проекта «Восток Ойл» 
на Западно-Иркинском участке 
Таймыра открыто уникальное 
Западно-Иркинское месторожде-
ние с запасами С1 + С2 в объеме 
более 600 млн т н. э. 

Успешным оказался гео-
логоразведочный год 
для Среднеботуобинского 
месторождения: высокопер-
спективный блок, выявленный 
по новой комплексной сейсмо-
геологической модели, не только 
подтвердился по результа-
там бурения разведочной 
скважины 117, но и оказался 
рекордным для месторожде-
ния с точки зрения нефтенасы-
щенных толщин ботуобинского 
пласта (16,6 м). В новом блоке 
запланировано бурение еще 
одной разведочной сква-
жины 118 и 38 эксплуатацион-
ных скважин. По данным бурения 
скважины 117Р открыто новое 
направление поиска залежей 
нефти на месторождении. Уже 

сейчас эксплуатационным буре-
нием подтверждены нефтя-
ные залежи в других восточных 
блоках Среднеботуобинского 
месторождения. По результа-
там бурения скважины открыта 
газовая залежь в карбонатных 
отложениях юряхского гори-
зонта, перспективы которого 
раньше были связаны только 
с залежами над выступами 
фундамента.

Первая скважина в пределах 
Предпатомского краевого про-
гиба привела к крупному откры-
тию – по результатам испытаний 
терригенных отложений венда 
в скважине 1 Нижнеджербинской 
открыто новое крупное газо-
конденсатное месторождение 
им. И. Н. Кульбертинова с запа-
сами более 75 млрд куб. м газа 
и 1,4 млн т газового конденсата. 

Бурением скважины 85 
Даниловской впервые дока-
зана промышленная нефте-
газоносность Усть-кутского 
горизонта вне зоны выступов 
фундамента, что открывает новые 
направления геологоразведки 
в Иркутской области, дебит нефти 
превысил 500 куб. м / сут.

По результатам бурения поис-
ково-оценочной скважины 14 
Преображенской, заложенной 
к юго-востоку от месторожде-
ния им. Н. Н. Лисовского в гра-
ницах рифовой постройки, 
доказана промышленная неф-
тегазоносность межсолевого 
раннекембрийского комплекса. 
Скважина в очередной раз под-
твердила крайне высокую про-
дуктивность раннекембрийских 
рифовых построек осинского 
горизонта: во время испы-
таний получен приток нефти 
362 куб. м / сут.

Прирост запасов – 

56

 млн т

нефти и конденсата 

и 

38

 млрд

куб. м 

газа

12  

поисково-
разведочных  
скважин завершены 
испытаниями  
с успешностью 

92

 %

4  

новых месторождения

и 

16

новых залежей  
с суммарными  
запасами 
АВ1С1 + В2С2 

811

 млн т н. э

Выполнено 

42

 пог. км

сейсморазведочных  
работ 2D 

и 

634

 кв. км

сейсморазведочных  
работ 3D

Прирост запасов – 

62

 млн т

нефти и конденсата 

и 

5

 млрд куб. м

газа

65  

поисково-
разведочных  
скважин завершены 
испытаниями  
с успешностью 

82

 %

12  

новых месторождений 

и 

130

новых залежей  
с суммарными  
запасами 
АВ1С1 + В2С2 

24

 млн т н. э

Выполнено 

900

 пог. км

сейсморазведочных  
работ 2D 

и 

1,8

 тыс. кв. км

сейсморазведочных  
работ 3D

Успешно продолжена прак-
тика бурения дополнительных 
боковых стволов для повышения 
успешности поисково-разведоч-
ного бурения с целью допол-
нительного изучения целевых 
пластов, а также поиска дополни-
тельных перспектив.

49

48

ДОБЫЧА  
ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

ОСНОВНЫЕ ИТОГИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В 2020 ГОДУ

Ключевым фактором, оказав-
шим влияние на деятельность 
Компании в сфере добычи нефти 
в прошедшем году, стало выпол-
нение директив Правительства 
по ограничению добычи в рамках 
нового Соглашения ОПЕК+, всту-
пившего в силу с мая 2020 года. 
В результате добыча жид-
ких углеводородов за 2020 год 
составила 4,14 млн барр. / сут. 
(204,5 млн т), снизившись на 11,4 % 
по сравнению с 2019 годом. 
Ослабление введенных огра-
ничений с августа позволило 
Компании оперативно нара-
стить добычу и продемонстри-
ровать рост на 1,9 % квартал 
к кварталу до 3,98 млн барр. / сут. 
(49,46 млн т). 

Участвуя в предыдущих сокра-
щениях добычи, «Роснефть» 
приобрела значительный опыт 
технологического характера, 
который позволяет оперативно 
и эффективно управлять добы-
чей. Компания последовательно 
использует следующие инстру-
менты: ограничение дебитов 
без консервации скважин, режим 
периодической эксплуатации 
скважин и оптимизацию про-
граммы геолого-технических 
мероприятий на действующем 
фонде. Выбранная страте-
гия позволяет гибко управлять 
производственным потенци-
алом и наращивать добычу 
в минимальные сроки в случае 
необходимости. 

Проходка в эксплуатаци-
онном бурении по итогам 
2020 года достигла 10,9 млн м, 

увеличившись на 9,1 % год 
к году. В соответствии со стра-
тегическими приоритетами 
Компания продолжает акцен-
тироваться на наращивании 
объемов строительства наиболее 
эффективных высокотехнологич-
ных скважин. Из 2,6 тыс. единиц 
новых введенных в эксплуа-
тацию скважин 68 % являются 
горизонтальными, против 57 % 
годом ранее. Доля новых гори-
зонтальных скважин с многоста-
дийным гидроразрывом пласта 
(ГС с МГРП) возросла до 44 % 
(рост на 10 п. п. к предыдущему 
году). Удельная добыча на гори-
зонтальную скважину (ГС) более 
чем в 2,6 раза выше данного 
показателя для наклонно направ-
ленных скважин.

Несмотря на внешние ограни-
чения, Компания продолжает 
развивать зрелые активы и удер-
живать лидирующие позиции 
в российской нефтяной отрасли 
по запуску новых высокомаржи-
нальных проектов. В 2020 году 
состоялся запуск двух новых 
крупных проектов – Эргинского 
лицензионного участка 
и Северо-Даниловского место-
рождения. Суммарная добыча 
жидких углеводородов на новых 
крупных проектах

1

 в доле 

Компании за 2020 год составила 
19,9 млн т (403 тыс. барр. / сут.), 
что на 4,8 % выше год к году. 

С учетом поставленных 
Президентом Российской 
Федерации задач по освоению 
арктической зоны Российской 
Федерации и увеличению 

грузопотока по Северному мор-
скому пути Компания продол-
жает работы по реализации 
комплексной программы осво-
ения новой нефтегазовой про-
винции на севере Красноярского 
края в рамках трансформаци-
онного проекта «Восток Ойл». 
Предоставление инвестиционных 
стимулов для развития инфра-
структуры позволило создать 
эффективную экономическую 
модель и приступить к практиче-
ской реализации проекта.

ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ  
ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ ДОБЫЧИ

Средний дебит добывающих 
скважин увеличился до 12,0 т/сут 
на скважину (+1,3 % к уровню 
2019 года) при увеличении 
фонда скважин (+1,7 % к уровню 
2019 года).

Среднегодовой дебит новых 
скважин составил 44,7 т/сут 
(на уровне 2019 года), что позво-
ляет Компании сохранять лидиру-
ющие позиции по эффективности 
эксплуатационного бурения среди 
компаний топливно-энергетиче-
ского комплекса России.

Доля ГС в структуре новых 
скважин, введенных из буре-
ния в 2020 году, была повышена 

Основные достижения в разработке месторождений по итогам 2020 года

до 68 % (+11 п. п. к 2019 году), а доля 
новых ГС с МГРП увеличилась 
до 44 % (уровень 2019 года – 34 %).

Выполнено более 1,4 тыс. мероприя-
тий по реконструкции скважин мето-
дом зарезки боковых стволов (+13 % 
к 2019 году), дополнительная добыча 
нефти от мероприятий данного вида 
составила порядка 4 млн т (+19 % 
к 2019 году).

Удельная добыча на скважину 
по мероприятиям на восстановление 
базовой добычи увеличилась на 6,5 % 
относительно 2019 года – с 1,16 тыс. т 
до 1,23 тыс. т на скважину.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» в октя-
бре 2020 года обновил рекорд 

по ежемесячному количеству 
операций по ГРП, доведя это 
количество до 600. Ежегодно 
предприятие выполняет порядка 
5 тыс. операций ГРП.

1 

Запущенных с 2016 года (с учетом Эргинского лицензионного участка  
и Северо-Даниловского месторождения).

51

50

ВВОД НОВЫХ СКВАЖИН

Компания фокусируется 
на строительстве высокотех-
нологичных скважин – всего 
в 2020 году введено в эксплу-
атацию 2,6 тыс. новых скважин, 
68 % из которых – скважины 
с горизонтальным типом закан-
чивания (в 2019 году доля ГС 
в общем количестве введен-
ных новых скважин составила 
57 %). Количество новых вве-
денных в эксплуатацию ГС 
с МГРП составило 1,1 тыс. еди-
ниц с ростом их доли до 44 %. 
Использование передовых 
технологий в области плани-
рования, бурения и освоения 
обеспечило среднегодовой 
дебит новых скважин 44,7 т/сут 
(на уровне 2019 года) и допол-
нительную добычу 15,2 млн т.

В 2020 году на месторождениях 

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

 

введены 854 новые сква-
жины с добычей свыше 
4,7 млн т, при этом достиг-
нуты максимальные показа-
тели за последние восемь лет 
по среднегодовому дебиту 
новых скважин  
(48,9 т/сут, +25 % к 2019 году). 
Это стало возможным благо-
даря внедрению инновацион-
ных технологий и оптимизации 
систем разработки, например, 

доля ГС в эксплуатацион-
ном бурении возросла с 38 % 
в 2019 году до 48 % в 2020 году. 
В 2020 году предприятие про-
должило опытно-промыш-
ленные работы по развитию 
технологии горизонтального 
бурения и заканчивания сква-
жин, введены в эксплуатацию 
59 скважин с МГРП и протяжен-
ностью горизонтального ствола 
более 1,2 тыс. м. Проведено 
успешное опробование техно-
логии Perf&Plug на Приобском 
месторождении с использова-
нием отечественного оборудо-
вания. Тиражирование данной 
технологии в перспективе 
позволит увеличить количе-
ство стадий ГРП в ГС, обеспе-
чить возможность выполнения 
повторных ГРП, а также сокра-
тить затраты на освоение сква-
жин при массовом внедрении.

АО «Самотлорнефтегаз»

 

в 2020 году ввело в эксплуа-
тацию рекордное за послед-
ние пять лет количество новых 
скважин – 406 штук (на 10 % 
больше, чем в 2019 году), 
что обеспечило в течение года 
дополнительную добычу более 
1,2 млн т (на 5,5 % больше, 
чем в 2019 году). Проводится 
системная работа по поиску 
пропущенных залежей 
Самотлорского месторождения, 

в том числе за счет реализации 
программы по бурению оценоч-
ных боковых стволов и углуб-
ления ранее пробуренных 
скважин. Результатом данной 
работы в 2020 году стал ввод 
в эксплуатацию 16 скважин на 
пласт ЮВ1 со средним запуск-
ным дебитом нефти 81,3 т/сут 
и восьми скважин на пласт 
БВ8(1-3) со средним запуск-
ным дебитом нефти 145 т/сут, 
при этом средний запускной 
дебит по новым скважинам 
месторождения за этот период 
составляет 39 т/сут.

АО «ВЧНГ»

 в качестве опера-

тора в 2020 году приступило 
к бурению на новом Северо-
Даниловском месторождении, 
система разработки кото-
рого предполагает примене-
ние только ГС. В результате 
оптимизации цикла строитель-
ства скважин в 2020 году вве-
дено в добычу 14 новых скважин 
и обеспечена дополнитель-
ная добыча нефти в объеме 
191 тыс. т. 

ООО «РН-Уватнефтегаз»

 про-

должило активное разбуривание 
Уватской группы месторожде-
ний. Для оптимизации системы 
разработки трудноизвлекаемых 
запасов в 2020 году в общем 
количестве новых ГС 

увеличена доля скважин с МГРП 
(до 73 % при 51 % в 2019 году). 
Применение передовых техно-
логий совместно с ускорением 
графика ввода новых скважин 
в условиях переноса активности 
на сложнопостроенные место-
рождения Центрального центра 
освоения Уватской группы поз-
волило предприятию на 5 % пре-
высить уровень дополнительной 
добычи нефти от ввода новых 
скважин 2019 года.

На месторождениях 

АО «Оренбургнефть»

 

в 2020 году расширена про-
грамма горизонтального буре-
ния, всего введено 15 скважин 
с горизонтальным заканчива-
нием (+36 % к 2019 году), в том 
числе шесть скважин с МГРП 
(кислотным и проппантным), 
доля новых ГС достигла уровня 
19 %. Применяемые технологии 
обеспечивают высокую продук-
тивность таких скважин, пуско-
вой дебит ГС составил 69,8 т/сут, 
что почти в полтора раза выше 
среднего показателя для новых 
эксплуатационных скважин 
предприятия, пробуренных 
в 2020 году  
(47,7 т/сут).

АО «Самаранефтегаз»

 также 

нарастило объемы гори-
зонтального бурения по итогам 

2020 года. Предприятие 
ввело в эксплуатацию 11 сква-
жин с горизонтальным закан-
чиванием (+83 % к 2019 году), 
из которых шесть скважин 
с многостадийным кислот-
ным гидроразрывом пласта 
и одна скважина – с проп-
пантным. Доля ГС по срав-
нению с 2019 годом выросла 
более чем в два раза и достигла 
14 %, при этом эффектив-
ность ГС по пусковому дебиту 
за 2020 год на четверть выше, 
чем в среднем по всем новым 
эксплуатационным скважинам 
предприятия (67 и 49,5 т/сут 
соответственно, +26 %).

Обновив исторический мак-
симум программы экс-
плуатационного бурения, 

ООО «Башнефть-Добыча»

 

в 2020 году ввело в эксплу-
атацию 153 новые скважины 
(+34 % к 2019 году) и в даль-
нейшем планирует наращивать 
ежегодный ввод новых сква-
жин. Придерживаясь вектора 
на технологичность, предпри-
ятие увеличило долю гори-
зонтальных скважин до 86 %, 
что на 12 п. п. превышает пока-
затель 2019 года. Одним 
из основных направлений 
роста программы эксплуатаци-
онного бурения, и в частности 
доли ГС, является реализация 

высокотехнологичного кис-
лотно-проппантного МГРП 
на карбонатных залежах каши-
ро-подольских отложений. Доля 
ГС с МГРП составляет более 
70 % от общего объема про-
граммы по вводу новых скважин 
(+22 % к 2019 году). Применена 
МГРП технология Burst Port 
System с разрывными муфтами 
и чашечными пакерами, что поз-
волило расширить спектр 
дополнительных работ, направ-
ленных на минимизацию темпов 
падения дебита после ввода 
скважин в эксплуатацию.

В 2020 году введено 
в эксплуатацию 

2,6

 тыс.

новых скважин, 

68

 %

из которых – 
скважины 
с горизонтальным 
типом заканчивания

53

52

МНОГОЗАБОЙНЫЕ СКВАЖИНЫ

Многозабойные скважины поз-
воляют достичь существенных 
результатов по добыче и каче-
ству вскрытия коллекторов 
на месторождениях со слож-
ным геологическим строением. 
Технология данного способа 
вскрытия продуктивных пластов 
успешно апробирована и при-
меняется на месторождениях 
Компании, в 2020 году введено 
в эксплуатацию 116 многозабой-
ных скважин. 

На 

Тагульском месторожде-

нии Ванкорского кластера

 

в 2020 году введено 27 много-
забойных скважин типа «фиш-
бон», что является рекордом 
для месторождения и на 12 сква-
жин превышает предыду-
щий максимум, достигнутый 
в 2018–2019 годах. 

АО «Тюменнефтегаз»

 в 2020 году 

продолжило успешно приме-
нять многозабойные скважины 
на Русском месторождении 
с целью повышения продуктивно-
сти и увеличения охвата запасов. 
Введено 14 скважин с одним-
двумя боковыми стволами, сред-
ний прирост пускового дебита 
составил +56 % по сравнению 
со скважинами горизонталь-
ной конструкции, пробуренными 
в аналогичных условиях. 

На Среднеботуобинском место-
рождении 

ООО «Таас-Юрях 

Нефтегазодобыча»

 в 2020 году 

введена в эксплуатацию рекорд-
ная многозабойная скважина 
с 15 горизонтальными стволами 
с общей проходкой по продук-
тивному пласту более 10 тыс. м. 
Пусковой дебит скважины соста-
вил 402 т/сут (+220 % к среднему 
запускному дебиту многозабой-
ных и горизонтальных скважин 
по предприятию в 2020 году). 
Дополнительная добыча 
по данной скважине составила 
122,7 тыс. т – 15,2 % от дополни-
тельной добычи 

УПЛОТНЯЮЩЕЕ БУРЕНИЕ

Наряду с бурением в новых 
зонах Компания выполняет 
уплотняющее бурение в ранее 
разбуренных частях месторожде-
ний с целью увеличения эффек-
тивности извлечения запасов 
за счет трансформации и дофор-
мирования систем разработки.

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

 

в 2020 году расширило 
реализацию программы 
уплотняющего бурения 
на Приобском, Приразломном 
и Малобалыкском место-
рождениях. В рамках этой 
программы введено в экс-
плуатацию 137 скважин (+78 % 
к 2019 году), в том числе 48 ГС 
с МГРП (в среднем по пять пор-
тов на скважину). В дальней-
шем планируется расширение 
данной программы и на других 
месторождениях предприятия, 
рост объемов уплотняющего 
бурения в новом пятилетнем 
плане составит +27 % к утвер-
жденной программе.

С целью стабилизации 
добычи и повышения каче-
ства выработки запасов 
Самотлорского месторожде-
ния 

АО «Самотлорнефтегаз»

 

продолжает выполнение про-
граммы уплотняющего бурения. 
В 2020 году введена 261 уплот-
няющая скважина (64 % 
от общего количества введен-
ных на месторождении сква-
жин). Строительство скважин 
производится также с примене-
нием технологии горизонталь-
ного бурения с МГРП.

На 

Ванкорском месторождении

 

успешно реализуется программа 
уплотняющего бурения. По ито-
гам 2020 года дополнитель-
ная добыча от ввода 52 новых 
уплотняющих скважин соста-
вила 798 тыс. т. Использование 
передовых технологий бурения 
и заканчивания ГС в сложных 
геологических условиях место-
рождения обеспечило средний 
дебит в 99 т/сут, что в два раза 
превышает средний дебит новых 
скважин в целом по Компании.

ЗАРЕЗКА БОКОВЫХ СТВОЛОВ

С целью увеличения добычи 
и обеспечения проектных коэф-
фициентов извлечения запасов 
Компания проводит мероприя-
тия по зарезке боковых стволов 
в ранее пробуренных скважинах. 
В 2020 году данные мероприя-
тия выполнены на 1,4 тыс. сква-
жинах (+13 % к 2019 году), 
обеспечивших дополнительную 
добычу порядка 4 млн т нефти 
(+19 % к 2019 году).

Применение современных под-
ходов и технологий зарезки 
боковых стволов позволяет 
не только возвращать в эксплу-
атацию аварийные скважины, 
но и совершенствовать системы 
разработки на зрелых место-
рождениях, в том числе с дли-
тельной историей разработки. 
Боковые горизонтальные стволы 
позволяют эффективно вовлекать 
в разработку интервалы пластов, 
не выработанные ранее пробу-
ренными наклонно направлен-
ными скважинами.

всех новых скважин предприя-
тия в 2020 году. Продолжается 
успешный тираж технологии, 
в 2020 году на месторожде-
нии введено 36 многозабойных 
скважин, что является истори-
ческим рекордом на предприя-
тии и на девять скважин больше 
уровня 2019 года.

Впервые в истории 

АО «Оренбургнефть»

 пробу-

рена и успешно запущена гори-
зонтальная многозабойная 
скважина типа «фишбон» (на кар-
бонатном пласте Пронькинского 
месторождения), длина основ-
ного горизонтального ствола 
составила 811 м, общая суммар-
ная длина четырех ответвле-
ний – 1 198 м. Стартовый дебит 
нефти новой высокотехнологич-
ной скважины составил 66 т/сут, 
что в несколько раз превышает 
параметры работы традиционных 
наклонно направленных сква-
жин на этом объекте разработки 
предприятия. 

С целью повышения охвата про-
дуктивной залежи и увеличения 
коэффициента извлечения нефти 
в 

АО «Восточно-Сибирская неф-

тегазовая компания» 

(АО «Востсибнефтегаз»)

 вве-

дена очередная высокотех-
нологичная многозабойная 
скважина типа «фишбон», старто-
вый дебит которой зафикси-
рован на уровне 281,5 т/сут, 
что более чем в два раза пре-
вышает средний показатель 
программы по вводу новых 
скважин в 2020 году (126,5 т/
сут). Общая длина скважины, 
состоящей из основного ствола 
и трех ответвлений, составляет 
2,2 тыс. м.

Начаты опытно-промыш-
ленные работы по буре-
нию многозабойных скважин 
в 

ООО «Севкомнефтегаз»

 (сов-

местный проект с норвежской 
компанией Equinor). Успешно 
пробурена и введена в эксплу-
атацию первая многозабой-
ная скважина с конструкцией 
«фишбон» (основной ствол 
и три дополнительных боковых 
ствола) на пласт ПК-1 Северо-
Комсомольского месторождения. 
В будущем планируется расши-
рение применения подобных 
скважин для повышения  
эффективности разработки мало-
мощных нефтяных пластов в под-
газовых зонах.

55

54

Совершенствование конструкций 
боковых стволов за счет роста 
доли горизонтального бурения 
до 74 % (71 % в 2019 году) позво-
лило увеличить среднегодовой 
дебит скважин после реконструк-
ции методом бурения боковых 
стволов в 2020 году до 19,5 т/сут, 
что выше показателя предыду-
щего года (18,4 т/сут в 2019 году).

На месторождениях 

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

 

в 2020 году выполнено 
398 зарезок боковых стволов, 
в том числе 337 с горизонталь-
ным типом заканчивания (+13 % 
к 2019 году). Активное примене-
ние горизонтальных боковых 
стволов на зрелых месторожде-
ниях, например в пластах мело-
вой системы Усть-Балыкского 
и Мамонтовского месторо-
ждений, позволяет получать 
высокие запускные дебиты 
нефти – до 450 т/сут, несмотря 
на более чем 50-летнюю исто-
рию эксплуатации данных 
месторождений. В результате 
применения предприятием 
новых технологий среднего-
довой дебит скважин после 
зарезки боковых стволов 
в 2020 году составил 22,8 т/сут 
(среднее значение показа-
теля по Компании – 19,5 т/сут). 
По программе оценочных заре-
зок боковых стволов пробу-
рены 33 скважины на новые 
неразрабатываемые в настоя-
щее время ачимовские и юрские 
залежи. Максимальные запуск-
ные дебиты нефти (до 244 т/сут) 
получены на ачимовском пласте 
Кудринского месторождения. 

АО «Самотлорнефтегаз»

 

в 2020 году запустило в работу 
максимальное среди пред-
приятий Компании количество 
скважин после реконструк-
ции методом зарезки боковых 
стволов – 513 штук, что также 
является рекордом для пред-
приятия за последние пять лет  
и на +21 % больше, 
чем в 2019 году. Основной 

объем бурения был переори-
ентирован на пласты моно-
литного строения АВ4–5 
и БВ8(1–3) с минимальным вре-
менем строительства и мак-
симальными запускными 
дебитами (44,9 т/сут при сред-
нем по предприятию 34,4 т/сут). 
Выполненные мероприятия 
обеспечили дополнительную 
добычу нефти – 844,9 тыс. т 
(+9,4 % к 2019 году).

ООО «РН-Ванкор»

 в 2020 году 

достигло рекордной допол-
нительной добычи за весь 
исторический период от про-
граммы зарезки боковых ство-
лов в количестве 0,55 млн т 
нефти (+71 % к максимальному 
до этого уровню 2018 года) 
исключительно благодаря 
началу реализации технологии 
применения комбинированных 
колонн при строительстве сква-
жин. Применение данной техно-
логии позволяет существенно 
расширить диапазон рабочего 
забойного давления при экс-
плуатации скважин, что обес-
печивает большую гибкость 
в управлении режимом работы 
скважины и продлевает ее срок 
эксплуатации. По данной тех-
нологии в 2020 году были 
закончены строительством 
восемь скважин (из 50 запу-
щенных в добычу), которые 
обеспечили 28 % дополнитель-
ной добычи от всей годовой 
программы зарезки боковых 
стволов. Также на предприя-
тии продолжается реализация 
реконструкции скважин мето-
дом зарезки боковых стволов 
с многозабойным оконча-
нием. По итогам 2020 года 
введено шесть таких скважин 
(в 2019 году – три скважины) 
с ростом среднего запуск-
ного дебита до 129 т/сут (+14 % 
к уровню 2019 года).

ООО «Таас-Юрях 
Нефтегазодобыча»

 в 2020 году 

приступило к реализации про-
граммы реконструкции скважин 

методом зарезки боковых 
стволов, одна из задач кото-
рой – возврат в эксплуатацию 
ранее пробуренных и выпол-
нивших свое назначение ГС 
за счет изменения их конструк-
ции на многоствольную. 
На Среднеботуобинском место-
рождении запущены в работу 
первые две скважины после 
подобной реконструкции 
методом бурения нескольких 
боковых стволов.

С целью повышения продук-
тивности скважин и возможно-
сти вовлечения в разработку 
ранее не дренируемых запа-
сов в 

АО «Самаранефтегаз»

 

с 2016 года ведется активное 
внедрение малогабаритного 
глубинно-насосного оборудо-
вания при реконструкции сква-
жин методом зарезки бокового 
ствола, что позволило нара-
стить долю применяемых уста-
новок данной конструкции 
в 2020 году до более чем 75 % 
и обеспечить максимальный 
за последние пять лет средний 
прирост в 28,1 т/сут.

ООО «Башнефть-Добыча»

 

в 2020 году достигло историче-
ского максимума по количеству 
операций по реконструкции 
скважин методом зарезки боко-
вого ствола, введя 126 скважин 
и обеспечив дополнительную 
добычу 223,5 тыс. т, что более 
чем в два раза превышает 
результат 2019 года (53 опера-
ции, 112,5 тыс. т).

ООО «РН-Уватнефтегаз»

 

с целью увеличения добычи 
и обеспечения проектных коэф-
фициентов извлечения запа-
сов в 2020 году более чем в два 
раза увеличило количе-
ство мероприятий по зарезке 
боковых стволов, что позволило 
добыть 131,5 тыс. т нефти, пре-
высив уровень дополнитель-
ной добычи нефти от зарезки 
боковых стволов 2019 года 
более чем в три раза.

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ 
МЕРОПРИЯТИЯ 
НА ДОПОЛНИТЕЛЬНУЮ 
И ВОССТАНОВЛЕННУЮ 
ДОБЫЧУ

В соответствии с утвержденной 
Стратегией Компания продол-
жает повышать эффективность 
геолого-технических меропри-
ятий. В 2020 году количество 
геолого-технических мероприя-
тий на дополнительную добычу 
(без учета скважин эксплуата-
ционного бурения и мероприя-
тий по реконструкции скважин 
методом зарезки боковых ство-
лов) составило 4 473 операции. 
Дополнительная добыча за счет 
геолого-технических меропри-
ятий составила 5,1 млн т нефти 
и газового конденсата.

Количество геолого-технических 
мероприятий на восстановле-
ние базовой добычи в 2020 году 
составило 8,8 тыс. мероприя-
тий, восстановленная добыча – 
10,8 млн т. При этом удельная 
добыча на скважину по меропри-
ятиям на восстановление базо-
вой добычи увеличилась на 6,5 % 
относительно 2019 года – 
с 1,16 тыс. т до 1,23 тыс. т на сква-
жину. Основным драйвером 
роста удельной добычи гео-
лого-технических мероприя-
тий на восстановление базовой 
добычи является рост эффек-
тивности мероприятий по обра-
ботке призабойной зоны пласта 
(ОПЗ) и оптимизации режи-
мов работы скважин (ОПТ). 
В 2020 году выполнено 3 743 
ОПЗ с общей восстановленной 

добычей 3,3 млн т (+3 % 
к 2019 году) и 3 212 ОПТ с общей 
восстановленной добычей 
5,5 млн т.

КОНТРОЛЬ РЕЖИМА РАБОТЫ 
СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ 
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ 
И УПРАВЛЕНИЕ ИМ 

С целью минимизации рис-
ков преждевременных проры-
вов газа газовой шапки (а также 
возможности ограничения при-
тока и регулирования газа 
при помощи муфты) или подсти-
лающей воды в Компании при-
меняются устройства контроля 
притока, с помощью которых воз-
можно ограничить приток неже-
лательного флюида к отдельным 
интервалам ГС. 

57

56

В 

ООО «Таас-Юрях 

Нефтегазодобыча»

 в 2019 году 

были успешно реализо-
ваны опытно-промышлен-
ные работы по применению 
устройств контроля при-
тока в горизонтальных 
и многозабойных скважинах 
Среднеботуобинского место-
рождения. По итогам 2020 года 
наблюдаются стабилизация 
газового фактора без огра-
ничения в работе скважин 
и увеличение добычи нефти, 
для ГС – снижение газового 
фактора в четыре раза и уве-
личение дебита нефти в два 
раза, для многозабойных сква-
жин – снижение газового фак-
тора в шесть раз. По итогам 
опытно-промышленных работ 
запланировано тиражирова-
ние технологии на 41 скважине 
месторождения.

В 2020 году продолжено 
использование автоном-
ных устройств контроля при-
тока и систем заканчивания 
со сдвижными муфтами на ГС 

ООО «Севкомнефтегаз»

 в рам-

ках реализации программы 
опытно-промышленных работ 
по разработке пласта ПК1 
Северо-Комсомольского место-
рождения. В рамках программы 
опытно-промышленных работ 
на месторождении введено 
в эксплуатацию 50 скважин, 
в том числе 42 скважины с при-
менением устройств контроля 
притока.

Данная технология также 
впервые опробована 
в 

АО «Тюменнефтегаз»

 – 

в 2020 году оборудо-
ваны первые пять скважин. 
По результатам предваритель-
ного моделирования за счет 
выравнивания профиля при-
тока рост накопленной добычи 
нефти составит до 25 %. 
Предприятие планирует при-
ступить к полномасштабному 
внедрению данной технологии 
в 2022–2024 годах.

с помощью виртуального симу-
лятора несколько ГС разного 
уровня сложности и обеспечить 
максимальную проходку по неф-
тенасыщенному пласту. Команда 
ПАО «НК «Роснефть» на чемпио-
нате России заняла первое место 
в командном зачете (участвовали 
специалисты из пяти крупней-
ших компаний). На чемпионате 
мира сотрудник Компании занял 
первое место (участвовали более 
250 человек из 60 компаний 
и 20 стран).

В 2020 году продолжилось 
развитие направлений работ, 
выполняемых в рамках геологи-
ческого сопровождения бурения. 
К геонавигации, интерпрета-
ции каротажа во время бурения, 
анализа данных геолого-техно-
логических исследований и гео-
механическому моделированию 
добавилось направление по сей-
смогеологическому сопровожде-
нию бурения сложных скважин. 

РАЗВИТИЕ ВНУТРЕННЕГО 
ГЕОФИЗИЧЕСКОГО СЕРВИСА

За 2020 год на базе собствен-
ного геофизического сервиса 
ООО «Башнефть-Петротест» 
начало работы по высокотех-
нологичным методам геофизи-
ческих исследований скважин 
на объектах ООО «Башнефть-
Добыча», продолжило 
выполнение промыслово-гео-
физических исследований 
и прострелочно-взрывных работ 
в Республике Башкортостан 
и Краснодарском крае, прово-
дило сопровождение испытаний 
новых технологий в обла-
сти геофизических исследо-
ваний в процессе бурения 
в ПАО «Варьеганнефтегаз», 
АО «Самотлорнефтегаз», 
АО «Оренбургнефть», 
ООО «Башнефть-Добыча» 
и др. Также в 2020 году иници-
ировано новое направление 
деятельности ООО «Башнефть-
Петротест» – петрофизическое 
сопровождение 

В 2020 году на трех скважинах 

Ванкорского месторождения

 

начаты работы по монито-
рингу профилей притока мето-
дом маркерной диагностики. 
Данная технология позволяет 
вести мониторинг профилей при-
тока горизонтальных и многоза-
бойных скважин без остановки 
добычи и внутрискважинных 
операций. В случае успешных 
итогов выполненные работы 
позволят получить информа-
цию по особенностям работы 
скважины в пласте для своевре-
менного и адресного реагирова-
ния по устранению осложнений 
при эксплуатации скважины.

Сейсмогеологический ана-
лиз и детальная интерпрета-
ция геолого-технологических 
исследований на Юрубчено-
Тохомском месторождении 

АО «Востсибнефтегаз»

 на этапах 

проектирования, геологического 
сопровождения бурения и закан-
чивания скважин позволили 
идентифицировать потенциаль-
ные интервалы поступления газа 
и подошвенных вод. По результа-
там проведенных исследований 
начаты опытно-промышленные 
работы по применению сегменти-
руемых хвостовиков с превентив-
ным перекрытием набухающими 
пакерами интервалов потен-
циального поступления в сква-
жину нежелательных флюидов. 
Планируется применить данный 

опыт на Куюмбинском место-
рождении 

ООО «Славнефть-

Красноярскнефтегаз».

ЦЕНТР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО 
СОПРОВОЖДЕНИЯ БУРЕНИЯ 
СКВАЖИН

В 2020 году Центр геоло-
гического сопровождения 
бурения скважин (ЦГСБС) 
ПАО «НК «Роснефть» осуще-
ствил сопровождение 3 018 гори-
зонтальных скважин и боковых 
горизонтальных стволов, 
что является историческим рекор-
дом с начала работы в 2008 году. 
За последние пять лет объем 
работ, выполненных ЦГСБС, 
вырос в три раза. Высокие пока-
затели были достигнуты за счет 
внедрения новых технологий 
и совершенствования методо-
логии, развития корпоративных 
ИТ-решений, а также мероприя-
тий, направленных на обучение 
и повышение профессиональных 
компетенций сотрудников ЦГСБС 
(организована корпоративная 
Школа геонавигации, ежегодно 
проводится семинар по геологи-
ческому сопровождению бурения 
скважин и геомеханике).

Высокий уровень профессио-
нализма сотрудников ЦГСБС 
подтверждают результаты чемпи-
онатов России и мира по геона-
вигации, в рамках которых было 
необходимо «пробурить» 

в процессе бурения на объек-
тах ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
и АО «Роспан Интернешнл».

В рамках реализации про-
граммы научно-техни-
ческого сотрудничества 
между ПАО «НК «Роснефть» 
и Госкорпорацией «Росатом» 
в 2020 году подписано согла-
шение о сотрудничестве в обла-
сти усовершенствования 
методики обработки и интер-
претации данных аппаратуры 
серии АИНК-ПЛ. Реализация 
данного соглашения позволит 
усовершенствовать вышеука-
занную методику для скважин 
открытого и закрытого ствола 
и провести испытание аппара-
туры АИНК-ПЛ на производстве 
для проверки работоспособно-
сти в различных геолого-техни-
ческих условиях.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ 
КОРПОРАТИВНОГО 
ПРОГРАММНОГО 
ОБЕСПЕЧЕНИЯ

Линейка прикладного программ-
ного обеспечения Компании 
по направлению «Геология 
и разработка» пополняется 
новыми решениями. В 2020 году 
успешно завершена разра-
ботка и апробация первой вер-
сии симулятора «РН-ГЕОСИМ», 
предназначенного для гео-
логического моделирова-
ния и анализа месторождений 
углеводородов с использова-
нием трехмерных геологических 
моделей. Продолжается разра-
ботка программного комплекса 
по интерпретации геофизиче-
ских исследований скважин 
«РН-ПЕТРОЛОГ». Разработаны 
модули, позволяющие загру-
жать, хранить и визуализиро-
вать в дереве проекта данные 
геофизических исследований 
скважин, гармонизировать дан-
ные петрофизического проекта 
для дальнейшей многоскважин-
ной обработки, интерактивно 
редактировать 

данные в графическом режиме 
и выводить статистическую 
информацию по данным петро-
физического проекта.

В рамках дальнейшего раз-
вития успешно завершена 
техническая модернизация гид-
родинамического симулятора 
«РН-КИМ» и информационной 
системы для анализа геоло-
го-промысловой информа-
ции и мониторинга разработки 
месторождений «РН-КИН». 
По итогам 2020 года количество 
моделей, созданных в корпо-
ративном гидродинамическом 
симуляторе, составило 85 %.

СИСТЕМА ПОВЫШЕНИЯ 
ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ 
ЭФФЕКТИВНОСТИ

В Компании сформиро-
вана и постоянно действует 
комплексная Система повыше-
ния производственной эффек-
тивности (далее – СППЭ), 
целью которой является отбор 
и реализация наиболее пер-
спективных производствен-
ных  инициатив – проектов по 
повышению производствен-
ной эффективности отдельных 
дочерних обществ, приводящих 
к существенному повышению 
эффективности производствен-
ных процессов всей Компании, 
целенаправленно оптимизируя 
согласованные ранее затраты. 
Каждый проект ППЭ прохо-
дит жесткий отбор с помо-
щью комплекса технических 
и экономических экспертиз с 
последующим тиражирова-
нием в случае успешной реа-
лизации. По итогам 2020 года 
было утверждено более 400 
паспортов проектов повыше-
ния производственной эффек-
тивности, а с момента запуска 
СППЭ в 2018 году – уже более 
650. Экономический эффект от 
реализации и тиражирования 
проектов составил ~20 млрд 
руб. в 2020 году и ~35 млрд руб. 
с момента запуска СППЭ.

КРАТКИЙ ОБЗОР ПРОИЗВОДСТВА 
ПО РЕГИОНАМ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ

Западная Сибирь является 
основным регионом добычи 
углеводородов Компании. 
В 2020 году добыча углеводо-
родов по региону составила 
161 млн т н. э., обеспечив 63 % 
добычи в Компании. Добыча 
жидких углеводородов 
за 2020 год превысила 125 млн т. 
Основные добывающие обще-
ства в Западной Сибири: 
ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
(27 % от общей добычи углево-
дородов в ПАО «НК «Роснефть»), 
АО «Самотлорнефтегаз» 
(9 % от общей добычи) 
и ООО «РН-Уватнефтегаз» 
(4 % от общей добычи).

Для повышения эффективно-
сти извлечения запасов место-
рождений Западной Сибири 
в Компании проводятся монито-
ринг и оптимизация существую-
щих систем разработки за счет 
перехода с традиционных 
наклонно направленных сква-
жин на ГС с МГРП. Данная тех-
нология существенно повышает 
продуктивность скважин, охват 
запасов разработкой, а также 
позволяет сократить фонд сква-
жин и повысить экономическую 
эффективность проектов. ГС 
с МГРП активно применяются 
во всех зрелых предприятиях 
Компании в Западной Сибири.

проводится в первом отече-
ственном симуляторе гидро-
разрыва пласта «РН-ГРИД». 
Внедрение собственного симуля-
тора для проектирования опе-
раций ГРП обеспечило полную 
технологическую независимость 
«Роснефти» от зарубежных про-
граммных пакетов в области 
инженерных расчетов для гидро-
разрыва пласта.

Эффективность геолого-тех-
нических мероприятий 
на восстановленную добычу 
выросла на 20 % – с 1,23 тыс. т 
до 1,48 тыс. т на скважину, 
в основном за счет меропри-
ятий по оптимизации добычи 
и очистки призабойной зоны 
пласта.

В соответствии с Федеральным 
законом от 15 октября 2020 года 
№ 340-ФЗ о введении сти-
мулирующих мер в отноше-
нии Приобского лицензионного 
участка 28 января 2021 года 
Компанией было заключено 
инвестиционное соглаше-
ние о стимулировании добычи 
нефти на Приобском лицензион-
ном участке с Министерством 
финансов Российской 
Федерации (Минфином России) 
и Министерством природных 
ресурсов и экологии Российской 

Федерации (Минприроды 
России). Предоставление нало-
гового вычета по налогу на 
добычу полезных ископаемых 
(НДПИ) в отношении Приобского 
лицензионного участка в общем 
размере 460 млрд руб. с 1 января 
2021 года будет являться источ-
ником дополнительных инве-
стиций в развитие нефтедобычи 
на участке и позволит обеспе-
чить дополнительную добычу 
в размере более 70 млн т 
за 2021–2030 годы.

АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ»

Основная часть доказанных 
запасов АО «Самотлорнефтегаз» 
(более 98 %) сосредоточена 
на Самотлорском месторо-
ждении, одном из крупнейших 
в мире. Промышленная добыча 
на Самотлорском месторожде-
нии ведется с 1969 года. Пиковая 
добыча нефти на месторожде-
нии превышала 150 млн т в год 
в 1980-е годы. 

В 2020 году добыча углеводо-
родов составила 23 млн т н. э., 
при этом добыча жидких углево-
дородов превысила 18 млн т.

Благодаря принятым мерам госу-
дарственной поддержки добычи 
на Самотлорском месторождении 
Компания продолжает работу 
по бурению новых скважин 
и проведению геолого-техни-
ческих мероприятий на данном 
месторождении. Дополнительная 
добыча нефти и газового кон-
денсата АО «Самотлорнефтегаз» 
за счет бурения новых сква-
жин выросла до 1,2 млн т (+5,5 % 
к 2019 году), при этом количество 
скважин, введенных из буре-
ния, достигло 406 штук. Удельная 
добыча от геолого-технических 
мероприятий (без учета бурения) 
выросла до 0,67 тыс. т 

69

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

Предоставление 
налогового вычета  
в отношении 
Приобского 
лицензионного 
участка позволит 
обеспечить 
дополнительную 
добычу в 2021–
2030 годах в размере

>70

 млн т

РН-Юганскнефтегаз 

Активно развиваются новые 
проекты в Западной Сибири, 
наиболее крупные из которых – 
Эргинский кластер месторожде-
ний и Русское месторождение.

Западная Сибирь является круп-
нейшим регионом добычи газа, 
объем которого за 2020 год 
составил 44 млрд куб. м.

ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ» 

ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
является крупнейшим акти-
вом Компании. Основная 
часть доказанных запа-
сов (80 %) сосредоточена 
на Приобском, Приразломном, 
Мамонтовском и Малобалыкском 
месторождениях.

В условиях ограничения 
добычи в рамках нового 
Соглашения ОПЕК+ годо-
вой уровень произ-
водства углеводородов 
ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
составил 69 млн т н. э., 
из них 65 млн т жидких угле-
водородов. Обеспечение 
стабильной добычи 
ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
реализуется как за счет буре-
ния новых скважин, проведения 
геолого-технических меро-
приятий на дополнительную 
добычу, так и за счет удержания 
базовой добычи и мероприя-
тий на восстановление базовой 
добычи. 

В августе 2020 года 
в ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
достигнут очередной рекорд 
по коммерческой скорости буре-
ния ГС двухколонной конструк-
ции: 15,7 тыс. м на станок в месяц. 

По сравнению с 2015 годом ком-
мерческая скорость бурения воз-
росла на 47 %.

В октябре 2020 года пред-
приятие установило новый 
отраслевой рекорд суточной 
проходки – 27 542 м. Этот пока-
затель на 414 м/сут выше преды-
дущего рекорда июля 2017 года. 
Новый рубеж пройден меньшим 
количеством буровых станков, 
при этом эффективность работ 
возросла более чем на 6 %. 
На предприятии ведется плано-
мерная деятельность по мини-
мизации непроизводительного 
времени работы. Круглосуточный 
мониторинг и контроль процесса 
строительства каждой скважины 
исключают неплановые простои 
и обеспечивает высокий уровень 
безопасности проведения работ.

Запускной дебит новых скважин 
из бурения в добычу составил 
89,6 т/сут (+18,8 % к 2019 году), 
а средний дебит вырос на 25,5 % 
к уровню 2019 года, достигнув 
48,9 т/сут.

В октябре 2020 года 
ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
добился рекордных показа-
телей, проведя 600 опера-
ций ГРП в месяц. Ежегодно 
общество выполняет порядка 
5 тыс. операций ГРП. Для уве-
личения площади охвата про-
дуктивных пластов применяется 
МГРП (до 20 стадий), в том числе 
в интервале горизонтальных 
участков скважин. Благодаря 
применению технологии ГРП 
в эффективную разработку вво-
дятся запасы сверхнизкопро-
ницаемых коллекторов. Полный 
цикл проектирования операций 

60

ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»

Основная часть доказанных 
запасов ООО «РН-Пурнефтегаз» 
(более 90 %) сосредоточена 
на Тарасовском и Комсомольском 
месторождениях.

В 2020 году добыча углеводоро-
дов ООО «РН-Пурнефтегаз» пре-
высила 6 млн т н. э., в том числе 
добыча жидких углеводородов 
составила более 3 млн т.

Бурение новых скважин в добычу 
увеличилась до 54 скважин (+42 % 
к 2019 году), а дополнительная 
добыча достигла 165 тыс. т (+60 % 
к 2019 году). Доля ГС с МГРП 
увеличилась с 53 % в 2019 году 
до 66 % в 2020 году.

Эффективность геолого-техни-
ческих мероприятий без учета 
бурения увеличилась на 60 % 
и достигла 1,4 тыс. т на скважину, 
в основном за счет геолого-техни-
ческих мероприятий по переходу 
и приобщению других пластов, 
а также мероприятий по выводу 
скважин из бездействия.

Рост среднего дебита действую-
щего добывающего фонда соста-
вил 3,2 % к 2019 году и достиг 
7,9 т/сут на скважину, что обу-
словлено также ростом компен-
сации отборов закачкой на 3–4 % 
к предыдущему году.

песка по системе HiWAY Salik, 
позволяющей снижать стои-
мость ГРП на 5–10 % за счет 
экономии на стоимости проп-
панта, логистики и на использо-
вании химреагентов (в среднем 
на одну нагнетательную скважину 
экономия составляет 0,5 млн руб. 
без НДС). Также сокращается 
время проведения ГРП (сокраще-
ние времени затарки воды и проп-
панта). При этом приемистость 
скважин с технологией HiWAY 
Salik сохраняется на уровне сква-
жин со стандартными ГРП.

АО «РН-НЯГАНЬНЕФТЕГАЗ»

Основная часть доказанных запа-
сов АО «РН-Няганьнефтегаз» 
(более 99 %) сосредоточена 
на Красноленинском место-
рождении, участки Каменный 
(западная часть), Ем-Еговский, 
Пальяновский.

Добыча углеводородов 
АО «РН-Няганьнефтегаз» 
в 2020 году превысила 
7 млн т н. э., в том числе добыча 
жидких углеводородов – 
5,9 млн т. Рост среднего дебита 
действующего фонда соста-
вил 13 % относительно 2019 года 
и достиг 6,7 т/сут на скважину. 
В 2020 году на месторождениях 
АО «РН-Няганьнефтегаз» было 
проведено 207 геолого-техни-
ческих мероприятий (без учета 
бурения), удельная дополни-
тельная добыча от мероприя-
тий выросла на 2 % и достигла 
0,7 тыс. т на скважину. 

на скважину (+7,1 % к 2019 году) 
в основном за счет увеличе-
ния эффективности мероприятий 
по переходу и приобщению дру-
гих пластов.

ООО «РН-УВАТНЕФТЕГАЗ»

Основная часть доказанных 
запасов ООО «РН-Уватнефтегаз» 
(около 70 %) сосредото-
чена на Усть-Тегусском, 
Западно-Эпасском, Урненском, 
Северо-Тямкинском, Северо-
Тамаргинском и Протозановском 
месторождениях, которые разра-
батываются в составе Восточного 
центра освоения.

В 2020 году добыча углеводо-
родов ООО «РН-Уватнефтегаз» 
составила 9,4 млн т н. э., 
в том числе добыча жидких угле-
водородов – 9,2 млн т. Ввод 
новых скважин из бурения 
в добычу увеличился до 83 сква-
жин (+5 % к 2019 году), обеспе-
чив 1,04 млн т дополнительной 
добычи (+48 тыс. т к 2019 году). 
Количество скважин, запущенных 
в добычу после зарезки боковых 
стволов, выросло в 2,6 раза, 
а дополнительная добыча уве-
личилась в 3,5 раза к 2019 году – 
до 4 240 т на скважину.

ООО «РН-Уватнефтегаз» вне-
дряет новые технологии, направ-
ленные на увеличение добычи, 
обеспечение экономически рен-
табельного доступа к запасам, 
а также на сокращение удель-
ных затрат. В направлении сни-
жения эксплуатационных затрат 
в 2020 году были проведены 
успешные испытания технологии 
ГРП на нагнетательных скважинах 
с использованием кварцевого 

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ  
И ДАЛЬНИЙ ВОСТОК (СУША)

Компания продолжает активно 
развивать свое присут-
ствие в Восточной Сибири 
и на Дальнем Востоке. 
В 2020 году добыча угле-
водородов по указан-
ным регионам превысила 
38 млн т н. э., в том числе жидких 
углеводородов – 32 млн т.

Основную долю в добыче 
обеспечивают месторожде-
ния Ванкорского кластера 
(52 % от общей добычи региона) 
и Верхнечонское месторождение 
(20 % от общей добычи региона).

ВАНКОРСКИЙ КЛАСТЕР

ООО «РН-Ванкор» является 
оператором по освоению 
месторождений Ванкорского 
кластера – Ванкорского (круп-
нейшего из открытых за послед-
ние 20 лет), Сузунского, 
Тагульского и Лодочного, рас-
положенных в Туруханском 
и Таймырском муниципаль-
ных районах на севере 
Красноярского края.

В 2020 году добыча углеводоро-
дов Ванкорского кластера пре-
высила 20 млн т н. э., при этом 
добыча жидких углеводородов – 
более 15 млн т.

С начала промышленной экс-
плуатации Ванкорского 
месторождения в августе 
2009 года накопленная добыча 
нефти и конденсата превы-
сила 194 млн т в результате 
реализации программы 

геолого-технических меропри-
ятий на действующем фонде 
и бурения новых скважин.

Ванкорское месторождение раз-
рабатывается ГС. В 2020 году 
введено из бурения 54 сква-
жины (+32 % к 2019 году). 
Добыча нефти и газового кон-
денсата по новым скважинам 
за 2020 год составила 0,8 млн т. 
На месторождении активно реа-
лизуется программа бурения 
боковых стволов, в 2020 году 
количество мероприятий 
по бурению боковых стволов 
составило 61 операцию (+49 % 
к 2019 году) с дополнитель-
ной добычей нефти и газового 
конденсата в объеме 552 тыс. т, 
рост – в 2,7 раза к уровню 
2019 года. 

На новых месторождениях 
Ванкорского кластера про-
должаются эксплуатационное 
бурение, строительство перво-
очередных объектов и обустрой-
ство инфраструктуры. 

АО «ВЧНГ»

АО «ВЧНГ» занимается раз-
ведкой и разработкой 
Верхнечонского месторожде-
ния, расположенного в Иркутской 
области и являющегося одним 
из крупнейших в Восточной 
Сибири.

Добыча углеводородов 
АО «ВЧНГ» в 2020 году соста-
вила 8,8 млн т н. э., в том числе 

7,7 млн т жидких углеводоро-
дов. Освоение Верхнечонского 
месторождения ведется с при-
менением передовых технологий. 
Также проводятся мероприятия, 
направленные на оптимизацию 
строительства и заканчива-
ния скважин, мониторинг пара-
метров работы продуктивного 
пласта и выбор оптимального 
режима эксплуатации объектов 
инфраструктуры. 

Для эксплуатации подгазо-
вых пластов Верхнечонского 
месторождения предприя-
тие совершенствует техноло-
гию бурения многозабойных 
скважин, которые позволяют 
поддерживать минималь-
ную депрессию для недопуще-
ния прорыва газа. В 2020 году 
было запущено семь скважин 
со средним запускным деби-
том 76,7 т/сут (на уровне пока-
зателя по 2019 году – 72,6 т/сут). 
Применение такого метода 
вскрытия пласта одновременно 
с ускорением графика ввода 
новых скважин позволило пере-
выполнить плановые показа-
тели по дополнительной добыче 
нефти от новых скважин на 19 %.

ООО «ТААС-ЮРЯХ 
НЕФТЕГАЗОДОБЫЧА»

ООО «Таас-Юрях 
Нефтегазодобыча» ведет раз-
работку центрального блока 
и Курунгского лицензионного 
участка Среднеботуобинского 
месторождения. Средне-
ботуобинское месторождение 

23

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

Самотлорнефтегаз

>9

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

РН-Уватнефтегаз

>6

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

РН-Пурнефтегаз

>20

 млн т

н. э. –  

добыча в 2020 году

Ванкорский кластер

8,8

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

ВЧНГ

>7

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

РН-Няганьнефтегаз

62

УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ

В 2020 году суммарная добыча 
углеводородов Компании 
в регионе составила порядка 
41 млн т н. э. (в том числе более 
39 млн т жидких углеводо-
родов), или 16 % от общей 
добычи ПАО «НК «Роснефть». 
Основные добывающие активы 
в регионе: ООО «Башнефть- 
Добыча», АО «Оренбург-
нефть», АО «Самара нефтегаз» 
и ОАО «Удмурт нефть».

ООО «БАШНЕФТЬ- 
ДОБЫЧА»

ООО «Башнефть-Добыча» 
ведет деятельность на лицен-
зионных участках, расположен-
ных на территории Республики 
Башкортостан, Республики 
Татарстан, Оренбургской области 
и ХМАО – Югры. Более половины 
всех доказанных запасов сосре-
доточено на шести крупнейших 
месторождениях, среди кото-
рых Арланское, Югомашевское 
и Туймазинское.

В 2020 году добыча углеводо-
родов составила 11,5 млн т н. э., 
при этом добыча жидких 
углеводородов – 11,2 млн т.

ООО «Башнефть-Добыча» обеспе-
чивает проведение эффективных 
геолого-технических мероприятий 
и программы бурения новых сква-
жин, которые позволяют сохранить 
уровень добычи нефти на зре-
лых месторождениях на высоком 
уровне. В 2020 году выпол-
нено 968 геолого-технических 
мероприятий без учета бурения, 
при этом 

входит в тройку самых крупных 
активов «Роснефти» в Восточно-
Сибирском нефтяном кластере.

В 2020 году добыча углеводоро-
дов составила 5 млн т н. э., при этом 
добыча жидких углеводородов 
достигла 4,8 млн т, увеличившись 
на 21 % по отношению к 2019 году.

Объем бурения новых скважин 
составил 55 скважин, при этом 
доля пробуренных добываю-
щих скважин с горизонтальным 
окончанием составила 100 %. 
Средний дебит новых скважин 
увеличился на 39 % и достиг 
105 т/сут (76 т/сут в 2019 году). 

АО «ВОСТСИБНЕФТЕГАЗ»

АО «Востсибнефтегаз» реали-
зует проект по освоению расши-
ренного первоочередного 
участка Юрубчено-Тохомского 
месторождения, расположен-
ного в Эвенкийском районе 
Красноярского края.

В 2020 году добыча углеводо-
родов составила 3,3 млн т н. э., 
при этом добыча жидких 
углеводородов – 3 млн т.

Выполнено 46 геолого-тех-
нических мероприятий (+5 % 
к 2019 году), в том числе бурение 
новых скважин и зарезка боковых 
стволов с дополнительной добы-
чей 535 тыс. т.

АО «ОРЕНБУРГНЕФТЬ»

Более половины всех 
доказанных запасов 
АО «Оренбургнефть» сосре-
доточено на семи крупней-
ших месторождениях, среди 
них Сорочинско-Никольское, 
Покровское, Ольховское, 
Пронькинское и др. 

В 2020 году добыча углеводо-
родов составила 14 млн т н. э., 
при этом добыча жидких углево-
дородов превысила 13 млн т.

Бурение новых скважин в добычу 
составило 67 скважин, дополни-
тельная добыча от новых сква-
жин – 423 тыс. т. Средний дебит 
новых скважин увеличился на 7 % 
к 2019 году и достиг 47,6 т/сут 
на скважину. 

Количество зарезок боковых 
стволов увеличилось до 42 сква-
жин (+7,7 % к 2019 году), а допол-
нительная добыча составила 
84 тыс. т.

Средний дебит добывающего 
действующего фонда достиг 
16,2 т/сут на скважину (+5 % 
к 2019 году), что обусловлено 

увеличением компенсации 
отборов закачкой на 3,5 п. п., 
а также увеличением эффек-
тивности геолого-технических 
мероприятий по восстановлен-
ной добыче с 1,32 тыс. т на сква-
жину в 2019 году до 1,45 тыс. т 
на скважину в 2020 году.

АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»

Более половины всех 
доказанных запасов 
АО «Самаранефтегаз» сосредо-
точено на восьми крупнейших 
месторождениях, среди кото-
рых Бариновско-Лебяжинское, 
Кулешовское, Мухановское, 
Михайловско-Коханское и др.

В 2020 году добыча углеводо-
родов АО «Самаранефтегаз» 
составила 12,8 млн т н. э., 
из них добыча жидких 
углеводородов – 12,4 млн т.

Количество геолого-техниче-
ских мероприятий по гидро-
разрыву пласта в 2020 году 
выросло на 11 % относительно 
2019 года и достигло рекорд-
ной отметки (с 2012 года) 
в 103 мероприятия, дополни-
тельная добыча составила 
173 тыс. т. Всего без учета буре-
ния реализовано 377 геоло-
го-технических мероприятий 
(+6 % к 2019 году), они обеспе-
чили дополнительную добычу 
690 тыс. т углеводородов.

Эффективность геолого-техни-
ческих мероприятий по восста-
новленной добыче составила 
1,42 тыс. т на скважину (+5,3 % 
к 2019 году).

5

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

Таас-Юрях 
Нефтегазодобыча

3,3

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

Востсибнефтегаз

14

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

Оренбургнефть

12,8

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

Самаранефтегаз

удельная дополнительная добыча 
увеличилась на 4 % по сравнению 
с 2019 годом. 

Предприятие наращивает темпы 
эксплуатационного бурения 
на месторождениях, в 2020 году 
введены 153 новые скважины 
(в 2019 году –114 скважин). 

Основной рост бурения скважин 
пришелся на Арланское место-
рождение, где построено 88 
из 148 новых скважин в регионе. 
На Арланском месторожде-
нии с учетом его сложного гео-
логического строения широко 
применяется технология гори-
зонтального бурения с МГРП. 
В период с 2016 по 2020 год 
на Арланском месторожде-
нии введено в эксплуатацию 
более 180 ГС. Внедрение совре-
менных технологий позво-
лило повысить эффективность 
разработки месторожде-
ния. С 2009 по 2019 год сред-
ний дебит нефти 
на скважину по месторожде-
ниям ООО «Башнефть-Добыча» 
увеличился на 73 %. За этот 
период объем добычи нефти 
на Арланском месторождении 
вырос с 3,1 млн до 4,5 млн т.

11,5

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

Башнефть-Добыча

65

64

0,7

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

ООО «РН-КРАСНОДАР-
НЕФТЕГАЗ»

Основная часть доказанных 
запасов ООО «РН-Краснодар-
нефтегаз» (76 %) сосредото-
чена на Анастасиевско-Троицком 
и Мечетско-Черноерковском 
месторождениях.

В 2020 году добыча углеводо-
родов составила 1,8 млн т н. э., 
при этом добыча жидких угле-
водородов – 0,5 млн т. Для ста-
билизации добычи в обществе 
проводятся мероприятия 
по вовлечению запасов в разра-
ботку путем бурения новых сква-
жин. В 2020 году бурение новых 
скважин увеличилось в два раза, 
а дополнительная добыча 
от новых скважин – более 
чем в пять раз. Средний дебит 
новых скважин составил 8,4 т/сут 
(+12 % к 2019 году).

Также на месторождениях 
ООО «РН-Краснодарнефтегаз» 
проводятся мероприятия по гид-
роразрыву пласта, выводу 
из бездействия и восстанов-
лению добычи. Эффективность 
мероприятий по восстановле-
нию добычи составила 0,4 тыс. т 
на скважину (+26 % к 2019 году).

ООО «БАШНЕФТЬ-ПОЛЮС»

ООО «Башнефть-Полюс» ведет 
деятельность в рамках реа-
лизации проекта освоения 
месторождений им. Р. Требса 
и им. А. Титова, расположенных 
в Ненецком автономном округе. 

В 2020 году добыча углеводо-
родов составила 1,1 млн т н. э., 
при этом добыча жидких угле-
водородов – 1 млн т. Добыта 
10-миллионная тонна нефти 
на месторождениях им. Р. Требса 
и им. А. Титова.

Ввод новых скважин из бурения 
в добычу вырос на 9 %, введены 
24 новые скважины, при этом 
средний дебит нефти новых сква-
жин увеличился на 15 %, со 147 
до 170 т/сут. На месторожде-
нии им. Р. Требса пробурена 
ГС с рекордным дебитом нефти 
438 т/сут фонтанным способом 
эксплуатации.

Эффективность геолого-техни-
ческих мероприятий по восста-
новленной добыче увеличилась 
на 150 % и достигла 5,4 тыс. т 
на скважину (2,2 тыс. т на сква-
жину в 2019 году).

РН-Ставропольнефтегаз

Башнефть-Полюс

ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ ПРОВИНЦИ

1,1

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

На месторождениях 
им. Р. Требса  
и им. А. Титова добыта 

10

-миллионная

тонна нефти

ЮГ РОССИИ

ООО «РН-СТАВРОПОЛЬ-
НЕФТЕГАЗ»

Основная часть доказанных 
запасов ООО «РН-Ставрополь-
нефтегаз» (70 %) сосредоточена 
на Величаевско-Колодезном, 
Зимне-Ставкинско-Право-
бережном, Ачикулакском 
и Урожайненском 
месторождениях.

В 2020 году добыча углеводо-
родов составила 0,71 млн т н. э., 
при этом добыча жидких угле-
водородов – 0,68 млн т. 
Продолжается начатая 
в 2012 году реализация про-
граммы по вовлечению слабо-
дренируемых запасов залежей 
нефти в юрских отложениях 
путем бурения новых сква-
жин, проводятся мероприятия 
по доразведке и поисково-раз-
ведочным работам. 

Ввод новых скважин из буре-
ния в 2020 году увеличился 
в два раза и составил 18 сква-
жин с дополнительной добычей 
41 тыс. т (+38 тыс. т к 2019 году).

За счет проведения геоло-
го-технических мероприятий 
средний дебит добывающих 
скважин увеличился до 6,6 т/сут 
(+7 % к 2019 году).

1,8

 млн т н. э. –

добыча в 2020 году

РН-Краснодарнефтегаз

67

66

Основным направлением раз-
вития технологий разработки 
ТрИЗ является интенсификация 
добычи нефти из низкопроница-
емых пластов, в частности услож-
нение конструкции и увеличение 
длины ГС, увеличение количе-
ства стадий гидроразрыва пласта 
в ГС. В последние годы на пла-
стах с ТрИЗ в среднем ежегодно 
вводится порядка 100 скважин 
с МГРП и длиной ГС более 1 тыс. м. 
Увеличение количества стадий 
ГРП и длины ГС позволяет эконо-
мически эффективно вовлекать 
в разработку ранее нерентабель-
ные запасы. Кроме того, по ито-
гам 2020 года в рамках проектов 
по разработке низкопроницаемых 
коллекторов были реализованы 
следующие мероприятия:

Портфель активов трудно-
извлекаемых запасов (ТрИЗ) 
Компании насчитывает более 
120 участков с суммарными 
извлекаемыми запасами нефти 
более 4 млрд т. Крупнейшие ТрИЗ 
Компании относятся к участкам 
недр на территории деятельно-
сти ООО «РН-Юганскнефтегаз» 
и проекта «Восток-Ойл», сум-
марные запасы которых состав-
ляют более 2 млрд т нефти. 
Значительный объем ТрИЗ 
также числится на балансе 
АО «РН-Няганьнефтегаз», 
«РН-Уватнефтегаз», 
АО «НК «Конданефть» 
и АО «Самаранефтегаз». Запасы 
этих предприятий на текущий 
момент составляют около 90 % 
ресурсной базы ТрИЗ Компании.

19,7

 млн т

добыча 
углеводородов  
из ТрИЗ в 2020 году

>4

 млрд т

суммарные  
ТрИЗ Компании

>2

 млрд т

нефти 

суммарные запасы  
«РН-Юганскнефтегаз» 
и проекта 
«Восток-Ойл» 

•

пробурено более 50 эле-
ментов систем разработки
с нагнетательными ГС;

•

пробурено более 100 скважин
уплотняющего бурения базо-
вых систем разработки;

•

создан способ разработки
низкопроницаемых нефтяных
залежей с применением ГС,
пробуренных вдоль регио-
нального стресса с попереч-
ными трещинами ГРП,
позволяющий повысить про-
дуктивность скважин в срав-
нении с базовой системой
разработки и минимизиро-
вать риски прорыва трещин
автоГРП;

•

разработана технология
одновременной изолирован-
ной добычи и закачки на ГС
с МГРП;

В ближайшие годы основ-
ной объем добычи из залежей 
ТрИЗ планируется на место-
рождениях Западной Сибири 
за счет разработки низкопро-
ницаемых пластов тюменской 
свиты и ачимовских отложений. 
В то же время уровень добычи 
нефти после 2020 года суще-
ственно зависит от снятия гео-
логических и технологических 
неопределенностей, связан-
ных с дальнейшей доразвед-
кой и поиском оптимальных 
технико-экономических реше-
ний для разработки. Для дости-
жения поставленных целей 
Компания реализует программу 
исследований и пилотных 
проектов по разработке низко-
проницаемых пластов, баже-
новской свиты и высоковязкой 
нефти в рамках целевых инно-
вационных проектов (ЦИП). 
В рамках ЦИП ведется разра-
ботка технологий освоения пес-
чано-алевритистых залежей, 
сложнопостроенных сверхниз-
копроницаемых, недонасыщен-
ных коллекторов, вовлечения 

в добычу нефти из отложений 
баженовского и доманикового 
горизонтов, теплового воздей-
ствия для условий месторожде-
ний сверхвысоковязкой нефти 
Самарской области и выработки 
запасов высоковязкой нефти 
пластов ПК Западной Сибири.

По итогам 2020 года в рам-
ках программы опытно-про-
мышленных работ по проекту 
«Бажен» были реализо-
ваны следующие ключевые 
мероприятия:

•

пробурено десять гори-
зонтальных скважин
на Салымском и Приобском
лицензионных участках с вне-
дрением компоновок заканчи-
вания по типу ball-n-drop;

•

минимизированы осложнения
в процессе бурения ГС в усло-
виях аномально высоких
давлений и температур. Все
скважины закончены буре-
нием штатно;

•

средняя длина горизонталь-
ного участка по пробуренным
скважинам составила 970 м,
при этом впервые пробурена
скважина с длиной гори-
зонтального участка на баже-
новскую свиту около 1,4 тыс. м;

•

проведены операции много-
стадийного гидроразрыва
пласта и запущены по фонду
восемь скважин. Средняя
масса проппанта на стадию
составила 72 т;

•

средний запускной дебит
на стадию по запущенным ГС
составил 6,8 т/сут при плано-
вом 6 т/сут.

Работы по проведению много-
стадийного гидроразрыва пла-
ста и программа исследований 
на баженовской свите будут 
продолжены в 2021 году.

РАЗРАБОТКА  
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

В Компании ведется плано-
мерная работа по вовлече-
нию в активную разработку 
ТрИЗ нефти. Объем добычи 
нефти из залежей, отнесен-
ных к ТрИЗ в соответствии 
с действующим законо-
дательством, на фоне 
ограничений по новому 
Соглашению ОПЕК+ соста-
вил 19,7 млн т. Доля 
добычи ТрИЗ по Компании 
выросла с 9,7 % в 2019 году 
до 10,2 % в 2020 году. Также 
в 2020 году на 20 % отно-
сительно предыдущего 
года вырос действующий 
фонд добывающих скважин 
на объектах ТрИЗ и составил 
по результатам года более 
4,8 тыс. скважин.

69

68