ПАО "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ". Годовой отчёт за 2017 год - часть 7

В частности, продолжилась активная раз-
работка высокопроизводительных месторо-
ждений им. В. Филановского и Пякяхинского,
запущенных в 2016 году, увеличены объемы
добычи высоковязкой нефти на Ярегском
и Усинском месторождениях в Тимано-Печоре,
а также нефти из низкопроницаемых кол-
лекторов месторождений им. В. Виноградова
и Имилорского. В результате доля новых
высокопроизводительных месторождений
в суммарной добыче Компании в России
выросла практически в два раза. В течение
года начата добыча нефти на 12 новых ме-
сторождениях, в основном в Тимано-Печоре
и Поволжье.

Добыча нефти по международным проектам
составила 5,5 млн т. Основное негативное
влияние на добычу оказало сокращение
на 64% объемов компенсационной нефти
по проекту Западная Курна – 2 в Ираке в свя-
зи с завершением компенсации основных
исторических затрат в 2016 году. Добыча
нефти по международным проектам без уче-
та проекта Западная Курна – 2 сократилась
на 1,0% и составила 3,7 млн т.

В 2017 году объем эксплуатационного бурения
по Группе составил 3 212 тыс. м, что на 24%
больше показателя предыдущего года.
Основной прирост объемов эксплуатацион-
ного бурения пришелся на Западную Сибирь.
В эксплуатацию введено 980 новых добы-
вающих скважин, что на 18% больше уровня
предыдущего года. Из них 28% пришлось
на горизонтальные скважины.

Благодаря высоким дебитам скважин место-
рождений им. В. Филановского и Пякяхинско-
го средний дебит новых скважин в России
вырос на 10%. Действующий фонд нефтяных
скважин, дающих продукцию на конец отчет-
ного года, составил 30 тыс. шт.

Проходка в эксплуатационном бурении

в 2017 г.,

Западная Сибирь
Предуралье
Поволжье

Тимано-Печора
Прочие
Международные проекты

2,1

69,0

9,9

1,1

3 212

тыс. м

8,0

Структура добычи нефти в 2017 г.,

Западная Сибирь
Предуралье
Поволжье

Тимано-Печора
Прочие
Международные проекты

11,2

44,4

17,4

18,7

2,0

87,4

млн т

6,3

ГАЗ

Производство газа в 2017 году достигло
28,9 млрд куб. м, что на 15,8% выше уровня
предыдущего года благодаря развитию
проектов в Узбекистане и запуску газового
промысла Пякяхинского месторождения
в Большехетской впадине на севере Запад-
ной Сибири.

Производство газа в России в 2017 году вы-
росло на 10,2% и составило 18,2 млрд куб. м.
Положительное влияние на объем добычи
оказал запуск в начале 2017 года газового
промысла Пякяхинского месторождения,
на котором было добыто 3,2 млрд куб. м газа.

По международным проектам благодаря
запуску новых мощностей в Узбекистане
производство газа выросло на 26,8% и со-
ставило 10,7 млрд куб. м. Выход на проектную
мощность по проекту Гиссар и запуск первой
очереди Кандымского ГПК позволили нара-
стить добычу газа в Узбекистане на 43,9%
(в доле Группы). Международные проекты
обеспечили 37,0% добычи газа Компании,
причем в Узбекистане добыта основная часть
этого объема.

Структура производства газа в 2017 г.,

Западная Сибирь
Предуралье
Поволжье

Тимано-Печора
Прочие
Международные проекты

5,1

46,7

3,4

7,6

0,2

28,9

млрд куб. м

37,0

Разведка и добыча

C учетом наличия масштабной ресурсной
базы важнейшим приоритетом Компа-
нии является реализация новых проектов
в целях увеличения объемов добычи. Эти
проекты связаны как с разработкой новых
месторождений, так и с интенсификацией
добычи на зрелых месторождениях благо-
даря применению современных технологий
и увеличению объема эксплуатационного
бурения и количества скважино-операций
по повышению нефтеотдачи пластов.

СЕВЕРНЫЙ КАСПИЙ

ЛУКОЙЛ является пионером освоения
российского сектора дна Каспийского моря.
Благодаря усилиям Компании в этом регионе
было открыто 10 месторождений с суммар-
ными начальными извлекаемыми запасами
1 млрд ТУТ (7 млрд барр. н.э.). В 2016 году
в эксплуатацию введено месторождение
им. В. Филановского, а уже в 2017 году начато
бурение первой скважины в рамках второй
очереди обустройства месторождения. Про-
должились работы по обустройству второй
очереди месторождения им. Ю. Корчагина,
а также подготовке к принятию инвестици-
онного решения по разработке Ракушечного
месторождения.

Месторождение им. В. Филановского

Месторождение им. В. Филановского, от-
крытое в 2005 году, – крупнейшее нефтяное
месторождение в российском секторе дна
Каспийского моря. Проектный уровень до-
бычи на месторождении составляет 6 млн т
нефти в год. Разработка месторождения
ведется в три очереди.

Инфраструктура первой очереди включает
райзерный блок (РБ), ледостойкую ста-
ционарную платформу (ЛСП), центральную
технологическую платформу (ЦТП), платформу
жилого модуля (ПЖМ) и головные береговые
сооружения (ГБС).

ПРОЕКТЫ РОСТА

Проекты роста

Вторая очередь обустройства месторождения
состоит из ледостойкой стационарной плат-
формы и платформы жилого модуля.

Третья очередь обустройства включает блок-
кондуктор (мини-платформу).

Месторождение отличается уникальной гео-
логией: высокая проницаемость коллектора
позволяет достигать рекордных начальных
дебитов. С момента запуска на месторожде-
нии пробурено восемь скважин (шесть до-
бывающих и две нагнетательные). В 2017 году
было пробурено пять скважин, две из ко-
торых – двуствольные с интеллектуальным
заканчиванием уровня TAML5. Средняя
глубина пробуренных скважин составля-
ет более 3 тыс. м, длина горизонтальных
секций – более 1 тыс. м. Средний начальный
дебит одноствольных добывающих скважин
составил около 3 тыс. т/сут, а по двустволь-
ным – около 4 тыс. т/сут, что в 100 раз
превышает средний дебит по прочим новым
скважинам Компании.

В 2017 году на месторождении добыто
4,6 млн т нефти. В рамках второй очереди
освоения месторождения в декабре 2017 года
начато бурение первой добывающей сква-
жины со второй ледостойкой стационарной
платформы. В рамках третьей очереди
освоения в 2017 году начато строительство
блок-кондуктора.

Нефть месторождения отличается высо-
ким качеством и относится к категории
«легкая малосернистая», она поставляется
на экспорт через систему Каспийского
Трубопроводного Консорциума (КТК).
Благодаря наличию в КТК банка качества
цена реализации нефти соответствует
ее высоким характеристикам. Попутный газ
с месторождения с 2017 года поставляется
на нефтехимический комплекс Ставролен

для дальнейшей переработки в товарный
газ и продукцию нефтехимии.

Инфраструктура месторождения
им. В. Филановского обеспечивает суще-
ственный синергетический эффект для дру-
гих каспийских проектов. В частности, с за-
пуском месторождения начались поставки
нефти с месторождения им. Ю. Корчагина
через систему КТК, что привело к значи-
тельному снижению транспортных расходов.
Следующие проекты Компании на Каспии
также планируется реализовывать с учетом
синергии с инфраструктурой месторождения
им. В. Филановского. Например, продукцию
Ракушечного месторождения планируется на-
правлять на подготовку на ЦТП месторожде-
ния им. В. Филановского и далее через КТК
на экспорт. Месторождение им. Ю. Кувыкина
также сможет использовать транспортную
инфраструктуру месторождения им. В. Фила-
новского.

Месторождение им. Ю. Корчагина

Месторождение им. Ю. Корчагина, открытое
в 2000 году, стало первым месторождением,
запущенным ЛУКОЙЛом на Каспии. Добыча
на месторождении началась в 2010 году.
При разработке и обустройстве месторо-
ждения были отработаны сложные техноло-
гические решения, получен значительный
опыт и дополнительные сведения о геологии
региона. Так, Компания успешно применила
уникальные для Российской Федерации
технологические решения по строительству
добывающих скважин с длинами горизон-
тальных участков более 5 км и системами
интеллектуального заканчивания.

Все решения, которые успешно показали
себя при обустройстве месторождения
им. Ю. Корчагина, Компания применяет
для максимально эффективной разработки
других каспийских месторождений.

Годовой отчет 2017

О Компании

Корпоративная ответственность

Итоги деятельности

Корпоративное управление

Обустройство месторождения включает две
очереди. Первая очередь включает морскую
ледостойкую стационарную платформу
с буровым комплексом, платформу жилого
модуля, а также морской перегрузочный
комплекс, который использовался для от-
грузки всей добываемой нефти до запуска
инфраструктуры месторождения им. В. Фила-
новского.

Для вовлечения в разработку запасов
восточной части месторождения в 2017 году
велось строительство инфраструктуры
второй очереди. Завершены строительство
и установка в море опорного основания
блок-кондуктора, а также строительство вну-
трипромыслового многофазного трубопрово-
да и укладка силовых кабелей для соедине-
ния с ледостойкой стационарной платформой
первой очереди. Осуществлялись строитель-
но-монтажные работы верхнего строения
блок-кондуктора на судостроительном
предприятии в Астрахани.

Месторождение Ракушечное

Месторождение Ракушечное, открытое
в 2001 году, будет следующим проек-
том, который планируется реализовать
на Каспии. Месторождение расположено
в непосредственной близости от месторо-
ждения им. В. Филановского, благодаря чему
планируется использование уже построенной
инфраструктуры, что позволит сократить
сроки и затраты на обустройство месторо-
ждения. В 2017 году продолжалась подготовка
к принятию окончательного инвестиционного
решения.

БАЛТИКА

Компания обладает уникальным опытом
работы на Балтике. Здесь в 2004 году было

введено в разработку первое морское
месторождение Компании – Кравцовское.
В результате активных геолого-разведочных
работ на Балтике в 2015 году были открыты
новые месторождения, с которыми связаны
перспективы развития региона. В 2016 году
получены лицензии на право пользования
недрами по месторождениям D33, D29, D41,
D6-Южное. Разработана концепция развед-
ки и освоения шельфа Балтийского моря,
в рамках которой в 2017 году начата подго-
товка к проектированию освоения открытых
месторождений.

Месторождение D41

На месторождении D41, открытом в 2015 году,
велась подготовка к эксплуатационному
бурению в 2018 году. Для разработки место-
рождения планируется бурение с берега
скважин длиной более 8 км.

БОЛЬШЕХЕТСКАЯ ВПАДИНА (СЕВЕР

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

Месторождения Большехетской впадины –
основа газодобычи Компании в России.
На крупнейшем газовом месторождении
Компании – Находкинском, введенном в экс-
плуатацию в 2005 году, добыча в 2017 году
составила 6,4 млрд куб. м. В 2016 году
на Пякяхинском месторождении в эксплуата-
цию введен нефтяной промысел, а в начале
2017 года – газовый с проектным уровнем
добычи 5 млрд куб. м газа в год. В планах
Компании также разработка Южно-Мессоях-
ского и Хальмерпаютинского месторождений
Большехетской впадины.

Пякяхинское месторождение

В состав нефтяного промысла Пякяхинского
месторождения входят приемо-сдаточный
пункт, опорная база промысла, насосная

станция поддержания пластового давления,
установка подготовки нефти, компрессорная
станция нефтяного газа. Основным объек-
том газового промысла является установка
комплексной подготовки газа.

Пякяхинское месторождение имеет сложное
геологическое строение, обусловленное
наличием газовых шапок и нефтяных оторо-
чек, поэтому разработка основных объектов
месторождения ведется с использованием
горизонтальных, в том числе многозабойных,
скважин. Реализованный способ разработки
нефтяной залежи многозабойными добываю-
щими и горизонтальными нагнетательными
скважинами уникален для месторождений
в Российской Федерации и защищен патен-
том.

В 2017 году на месторождении обустроено
восемь кустовых площадок, шесть из них –
нефтяные. Введены 23 нефтяные эксплуата-
ционные скважины и 26 газовых.

На конец 2017 года на месторождении
в эксплуатации находилось 28 газовых
и 58 нефтяных скважин. Среднесуточный
дебит одной газовой скважины составляет
более 300 тыс. куб. м, нефтяной – около
70 т, что практически в два раза превышает
средний дебит новых скважин по Группе.
По итогам 2017 года на месторождении было
добыто 3,2 млрд куб. м газа и 1,5 млн т нефти
и газового конденсата.

Нефть и газовый конденсат с месторождения
поставляются в трубопровод Заполярье –
Пурпе. Товарный газ транспортируется по ма-
гистральному газопроводу до компрессорной
станции в районе Находкинского месторо-
ждения и далее до ГКС «Ямбургская».

Разведка и добыча

ТИМАНО-ПЕЧОРА

Тимано-Печорская нефтегазоносная про-
винция обладает значительным потенциалом
роста добычи высоковязкой нефти. На тяже-
лую нефть приходится 5,5% доказанных за-
пасов углеводородов Группы, основная часть
которых относится к Ярегскому и Усинскому
месторождениям. Разработка данных запасов
стимулируется специальными налоговыми
ставками.

Ярегское месторождение

Ярегское месторождение – крупнейшее
месторождение высоковязкой нефти Группы.
Оно включает две основные разрабатывае-
мые площади: Ярегскую, на которой добыча
ведется термошахтным способом, и Лы-
аельскую, где нефть добывается с помощью
технологии встречного термогравитационного
дренирования пласта (ТГДП). Добыча на ме-
сторождении выросла в 2017 году на 18,5%,
до 1 082 тыс. т.

В 2017 году введены в эксплуатацию энерго-
центр «Ярега» мощностью 75 МВт, паро-
генераторная установка «Лыаель» (третья
и четвертая очереди) производительностью
200 т пара в час, парогенераторная установ-
ка «Центр» на 100 т пара в час.

На Ярегской площади по технологии тер-
мошахтной разработки в 2017 году введено
в эксплуатацию 158 подземных добывающих
и 36 поверхностных паронагнетательных
скважин. Промышленное внедрение тех-
нологии строительства пологовосходящих
подземных скважин длиной 800 м позволило
значительно сократить объемы и стоимость
горнопроходческих работ и увеличить темп
ввода запасов в разработку. Принято реше-
ние о начале реализации второго этапа раз-
работки Ярегской площади для дальнейшего
увеличения добычи нефти на месторождении.

На Лыаельской площади по технологии
встречного термогравитационного дрениро-
вания пласта в 2017 году введены 21 добы-
вающая и 13 паронагнетательных горизон-
тальных скважин. Годовой объем закачки
пара в пласт на Лыаельской площади увели-
чен более чем вдвое и составил 1,4 млн т.

Усинское месторождение

Пермокарбоновая залежь Усинского месторо-
ждения характеризуется высокой вязкостью
нефти и разрабатывается с применением
тепловых методов воздействия. Добыча неф-
ти на пермокарбоновой залежи в 2017 году
выросла на 6,7% и составила 2 345 тыс. т.

На месторождении работает энергоцентр
«Уса» мощностью 100 МВт, введенный в экс-
плуатацию в 2016 году, который обеспечивает
энергетическую независимость производ-
ственных объектов Усинского месторождения,
а также месторождений Денисовской впадины.

В 2017 году сформирована и утверждена
дорожная карта развития пермокарбоновой
залежи, реализация которой позволит увели-
чить добычу высоковязкой нефти и повысить
эффективность освоения месторождения.
Начаты работы по строительству двух котлов-
утилизаторов общей тепловой мощностью
63 Гкал-ч: выполнены проектно-изыска-
тельские работы, начато строительство
оснований под здания котельного отделения.
На территории энергоцентра «Уса» начато
строительство установки подготовки рабо-
чего агента (горячей воды) для обеспечения
потребности в теплоносителе.

В 2017 году на месторождении введены
в эксплуатацию шесть парогенераторных
установок общей мощностью 120 т пара
в час, а также 68 скважин.

ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ (БЕЗ УЧЕТА

БОЛЬШЕХЕТСКОЙ ВПАДИНЫ)

Западная Сибирь является основным регио-
ном добычи нефти Компанией (44,4% добычи
нефти Группой «ЛУКОЙЛ»), а также ее ос-
новной ресурсной базой (52,3% доказанных
запасов нефти Группы «ЛУКОЙЛ»).

Основные перспективы региона связаны
с разработкой трудноизвлекаемых запасов, по-
этому одной из стратегических задач Компании
является развитие соответствующих техно-
логических компетенций, в том числе путем
проведения опытно-промышленных работ.

Имилорское месторождение

Имилорское месторождение имеет значи-
тельный геологический потенциал, а наличие
в непосредственной близости развитой инфра-
структуры позволило подготовить месторожде-
ние к промышленной эксплуатации в макси-
мально сжатые сроки (около трех лет).

В 2017 году была проведена актуализа-
ция и защита в государственных органах
технологической схемы разработки место-
рождения. Обосновано отнесение основного
объема запасов месторождения к категории
трудноизвлекаемых (с проницаемостью ме-
нее двух миллидарси), что позволяет приме-
нять специальные налоговые ставки. Принято
решение о начале промышленной разра-
ботки месторождения. Учитывая сложную
и многопластовую структуру месторождения,
на нем задействован широкий спектр совре-
менных технологий строительства и заканчи-
вания скважин.

Применение современных подходов, обеспе-
чивающих эффективное освоение трудноизвле-
каемых запасов, позволило нарастить добычу
нефти на месторождении в 2017 году на 23,6%,
до 600 тыс. т. Было введено 36 новых скважин
(в том числе 10 с горизонтальным окончанием).

Годовой отчет 2017

О Компании

Корпоративная ответственность

Итоги деятельности

Корпоративное управление

Месторождение им. В. Виноградова

Месторождение им. В. Виноградова рас-
положено в пределах двух лицензионных
участков – Большого и Ольховского. Оно
имеет сложную геологию с преобладанием
низкопроницаемых коллекторов, поэтому
его разработка осуществляется с примене-
нием уникальных технологий и стимулируется
специальными налоговыми ставками.

В 2017 году добыча нефти на месторождении
составила 306 тыс. т. Завершено разбурива-
ние опытных участков с двух кустовых пло-
щадок системой горизонтальных добываю-
щих и нагнетательных скважин с различными
вариантами размещения и заканчивания.
Впервые в Российской Федерации успешно
испытана технология освоения горизон-
тальных скважин на «линейной» жидкости
при МГРП (с длиной горизонтального ствола
более 1 тыс. м) для исключения прорыва
воды из вышележащего горизонта.

На стадии формирования находилась
уникальная для России система разработки
низкопроницаемых коллекторов с примене-
нием горизонтальных скважин как для до-
бычи нефти, так и для организации системы
поддержания пластового давления.

В 2017 году на месторождении запущена
газотурбинная электростанция мощностью
18 МВт, начаты строительно-монтажные
работы по расширению установки подготовки
нефти.

МЕЖДУНАРОДНЫЕ ПРОЕКТЫ

Основные перспективы увеличения добычи
углеводородов по зарубежным проектам
в среднесрочной перспективе связаны
с разработкой газовых месторождений
в Узбекистане.

Узбекистан

На Узбекистан по итогам 2017 года пришлось
27,9% газа, произведенного Группой, или 75,4%
от объемов зарубежной газодобычи Ком-
пании. Добыча газа в Узбекистане выросла
на 43,9% и составила 8,1 млрд куб. м (в доле
Группы). В Узбекистане Компания реализует
два газовых проекта – Кандым и Гиссар.

В отчетном году состоялся запуск новых
объектов по проекту Гиссар, в том числе вве-
дены установка комплексной подготовки газа
мощностью 4,4 млрд куб. м в год, установка
предварительной подготовки газа, а также
шесть газосборных пунктов. Запуск объектов
позволил вывести суточную добычу газа
на Гиссарской группе месторождений на про-
ектный уровень, составляющий 5 млрд куб. м
в годовом исчислении.

По проекту Кандым в конце 2017 года на пол-
года раньше срока была запущена первая
очередь Кандымского газоперерабатываю-
щего комплекса (ГПК) производительностью
4 млрд куб. м газа в год. Этот комплекс
общей производительностью 8 млрд куб. м
газа в год станет одним из крупнейших
в Центральной Азии. ГПК позволяет получать
из природного газа с высоким содержанием
серы товарный газ, стабильный газовый
конденсат и товарную серу.

В состав комплекса входят первая и вторая
технологические линии, объекты внешнего
электро- и водоснабжения, система добычи
и сбора газа и экспортный газопровод,
а также вахтовый городок, пожарное депо
и другие объекты. В 2017 году в эксплуатацию
были введены первоочередные объекты
вахтового городка и предзаводской зоны,
водозаборные сооружения, система элек-
троснабжения, система сбора газа первого
пускового комплекса, включая линейную
часть трубопроводов и 32 скважины. Велось
строительство второй очереди ГПК, го-
товность которой по состоянию на конец
2017 года составила 88%.

ТЕХНОЛОГИИ

ЛУКОЙЛ активно развивает и внедряет со-
временные технологии в целях обеспечения
наиболее полного извлечения углеводородов,
оптимизации производственных процессов
и технических решений. Результатом является
повышение операционной эффективности,
снижение расходов, вовлечение в разработку
новых запасов, повышение коэффициента
извлечения нефти, создание новых продук-
тов. В Компании реализуется программа
опытно -промышленных работ, основная зада-
ча которой – инновационное развитие Компа-
нии на базе внедрения новейших разработок
и технологий. Новые технологии позволяют
существенно увеличивать извлекаемые запа-
сы и добычу нефти, вовлекать в промышлен-
ную разработку запасы высоковязкой нефти,
запасы в низкопроницаемых коллекторах
и трудноизвлекаемые запасы на поздней
стадии разработки месторождений.

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Концепция интеллектуального месторождения
(LIFE-Field), внедряемая в Компании, заклю-
чается в интеграции процессов управления
месторождением на основе автоматизиро-
ванных компьютерных систем и высокотех-
нологичных систем сбора данных. Концепция
покрывает полный производственный цикл
развития проекта – от стадии поиска и раз-
ведки до завершения разработки и включает
такие блоки, как интегрированное моделиро-
вание, интегрированное планирование, центр
интегрированных операций и др. Концепция
имеет большой потенциал для оптимизаций
операционных процессов в целях увеличе-
ния добычи и снижения затрат. Основным
источником для таких оптимизаций служит
идентификация узких мест с последующим
эффективным устранением. Например,
существенный эффект дает повышение
координации геологического моделирования
и моделирования обустройства месторожде-
ния инфраструктурой.

Технологии

Разведка и добыча

Наиболее полно технологии интеллекту-
ального месторождения внедрены на круп-
нейших зарубежных проектах Компании
в Узбекистане и Ираке. В России такие
технологии Компания активно применяет
на Каспии и в Предуралье, при этом проводя
работу по их внедрению и в других регионах
деятельности.

В российском секторе Каспийского моря
на месторождении им. В. Филановского
с использованием интегрированной модели
эффективно корректировались отдельные
положения первоначальных проектных
решений в части размещения и конструкции
эксплуатационных скважин.

В Узбекистане в 2017 году с применением
интегрированных моделей был проведен
расчет добычных возможностей газовых
скважин и возможностей оборудования
при запуске Кандымского ГПК. Выбран-
ный режим позволил запустить скважины
в работу с увеличенными отборами. Кроме
того, с использованием моделирования были
рассчитаны режимы работы и проведены
оптимизационные мероприятия по опере-
жающему вводу скважин месторождения
Джаркудук-Гамбулак. Суммарный эффект
от этих мероприятий составил 124 млн куб. м
газа дополнительной добычи в 2017 году.

В Ираке на проекте Западная Курна – 2
в 2017 году применение интегрированной
модели позволило снизить количество
остановок скважин. Также на модели были
рассчитаны и реализованы оптимизационные
мероприятия по снижению входного давления
на установке подготовки нефти. Положи-
тельный эффект на добычу нефти от этих
мероприятий составил 276 тыс. т.

ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНОЕ БУРЕНИЕ

В 2017 году введено 255 горизонтальных сква-
жин со средним дебитом 79 т/сут, включая
124 скважины с многозонным ГРП. Доля гори-
зонтальных скважин, введенных в отчетном году
на российских активах Группы, составила 28%.

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

В 2017 году 27% нефти Компании в России
было добыто за счет технологий повышения
нефтеотдачи пласта (ПНП), примененных
в отчетном и предыдущих годах. ЛУКОЙЛ
применяет физические, химические, гидроди-
намические и тепловые методы воздействия
на продуктивные пласты. В 2017 году Группа
выполнила операции ПНП на 8,6 тыс. сква-
жин, что на 18,7% больше, чем в 2016 году.
Основной объем (13,4 млн т) дополнительной
добычи получен за счет применения физиче-
ских методов.

К высокоэффективным методам ПНП отно-
сится бурение вторых стволов на существую-
щих скважинах. В отчетном году продолжи-
лось активное использование этого метода.
Так, на месторождениях Группы в 2017 году
пробурен 261 боковой ствол. С учетом
боковых стволов, пробуренных в предыду-
щие годы, дополнительная добыча нефти
в 2017 году составила 5,6 млн т. Высокая эф-
фективность этого метода в первую очередь
обусловлена подготовкой научно обоснован-
ных мини -проектов с применением гидроди-
намического моделирования и повышением
точности прогнозирования геологического
строения и структуры запасов на участках
бурения вторых стволов.

ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

В 2017 ГОДУ

В Предуралье в 2017 году завершены опытно-
промышленные работы по полимерному за-
воднению на Москудьинском месторождении,
подтвердившие прогнозную технологическую
эффективность. Компания высоко оценивает
потенциал тиражирования данной технологии
на другие зрелые месторождения. Технологии
полимерного заводнения представляют инте-
рес для Компании в связи с перспективами
производства полимеров на собственных
нефтехимических предприятиях.

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ

В 2017 году продолжилась планомерная
работа по поиску и внедрению оптимальных
технологий разработки трудноизвлекаемых
запасов, в первую очередь в Западно-
Сибирском регионе. Примером успешной
работы в данном направлении может служить
Имилорское месторождение, на котором
Компания приступила к промышленному вне-
дрению эффективных технологий разработки,
таких как бурение многозабойных скважин
с горизонтальными окончаниями и много-
зонным ГРП, обеспечивающих эффективное
освоение трудноизвлекаемых запасов.
Добыча нефти на месторождении в 2017 году
выросла на 24%.

Структура дополнительной добычи,

полученной от применения технологий ПНП

в 2017 г.,

Гидроразрыв пласта
Вторые стволы
Прочие физические
технологии
Химические методы

Гидродинамические
методы
Тепловые методы
Интенсификация добычи
нефти

21,7

млн т

С учетом переходящего эффекта от операций предыдущих лет.
Без учета зависимых обществ

Доля дополнительной добычи от методов

ПНП в суммарной добыче в регионе

в 2017 г.,

35,9

26,8

31,1

20,5

9,5

3,0

Предуралье
Западная Сибирь
Тимано-Печора

Поволжье
Прочие

Всего по России

Годовой отчет 2017

О Компании

Корпоративная ответственность

Итоги деятельности

Корпоративное управление

ВЫСОКОВЯЗКАЯ НЕФТЬ

Компания активно применяет технологии
добычи высоковязкой нефти. Наибольший
опыт освоения запасов высоковязкой нефти
накоплен в Тимано -Печоре, где Группа осу-
ществляет разработку Ярегского и Усинского
месторождений. В 2017 году на обоих место-
рождениях применялись термические методы
увеличения нефтеотдачи пласта, было добыто
3,4 млн т высоковязкой нефти.

В 2017 году на пермокарбоновой залежи
Усинского месторождения проводились рабо-
ты по совершенствованию таких технологий,
как пароциклические обработки добываю-
щих наклонно направленных скважин в крае-
вой зоне залежи, впервые опробованные
в 2017 году на уплотненной сетке скважин;
тепловое воздействие в системе горизон-
тальных скважин с перекрестным распо-
ложением добывающих и нагнетательных
скважин; площадная закачка горячей воды
в системе нагнетательных горизонтальных
скважин; законтурная закачка ненагретой
попутно добываемой воды.

На Ярегской площади Ярегского место-
рождения проводились опытные работы
по испытанию технологии строительства
подземных скважин длиной 1,2 тыс. м, а так-
же технологии Steam-flood на Лыаельской
площади. В перспективе планируется испы-
тание технологий Steam-flood и технологии
термогравитационного дренирования пласта
на участках Лыаельской площади с понижен-
ными нефтенасыщенными толщинами.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ РАБОТЫ

В Компании реализуются программа научно-
технических работ (НТР) и программа опытно-
промышленных работ (ОПР), основные задачи
которых – методологическое и методическое
обеспечение, инновационное развитие
Компании на базе внедрения новейших раз-
работок и технологий, передового мирового
опыта и лучших практик вовлечения трудно-
извлекаемых запасов. На перерабатывающих
заводах Группы основные усилия сосре-
доточены на повышении энергетической
и экономической эффективности. В рамках
программы НТР ведется также сотрудниче-
ство с нефтяными вузами.

В 2017 году в рамках программы НИОКР
проводились исследования и разработки
в следующих областях.

Бурение нефтяных скважин:

• исследования влияния буровых растворов

при вскрытии терригенных коллекторов;

• разработка технологии по утилизации

и повторному использованию буровых
растворов;

• разработка рецептур тампонажных соста-

вов и технологий крепления скважин.

Разработка нефтяных и газовых месторо-
ждений:

• разработка технологий ограничения

водопритока;

• разработка технологий и составов реаген-

тов, повышающих нефтеотдачу пластов.

Структура затрат на НТР в 2017 г.,

НИОКР
НТР в области разработки
месторождений
НТР в ГРР

НТР в области оценки
сырьевой базы
Функциональные НТР
и услуги

5,8

млрд руб.

Добыча нефти и газа:

• разработка систем сбора и очистки сква-

жинной продукции;

• разработка поршневого насоса с линей-

ным электродвигателем;

• разработка вентильных электродвигателей

для центробежных и винтовых насосов,
эксплуатируемых при высоких температу-
рах окружающей среды.

Переработка и сбыт нефтепродуктов:

• разработка современной смазочной

и нефтехимической продукции – моторных
масел, присадок, растворителей, очистите-
лей и т. д.;

• модернизация технологической схемы

производства нефтебитумов;

• оптимизация работы установок очистки

углеводородов в целях снижения воздей-
ствия на окружающую среду.

Разведка и добыча

МАКРОЭКОНОМИКА

Маржа среднего НПЗ в европейской части
России в 2017 году выросла практически
в два раза по сравнению с 2016 годом
и составила более 4 долл./барр. Позитивное
влияние на маржу оказал рост диффе-
ренциала между экспортными пошлинами
на нефть и нефтепродукты в результате
повышения цен на нефть, а также снижение
базовых ставок экспортных пошлин на свет-
лые нефтепродукты и масла. В частности,
базовая ставка экспортной пошлины на ав-
томобильный бензин снизилась с 1 января
2017 года с 61 до 30% от пошлины на нефть.
Негативное влияние на маржу оказал рост
с 1 января 2017 года ставок акцизов на мо-
торное топливо и увеличение базовой ставки
экспортной пошлины на мазут с 82 до 100%
от экспортной пошлины на нефть.

Переработка, торговля и сбыт

Акцизы на нефтепродукты в России,

руб./т

2015

2016

2017

Прирост, 17/16, %

Автомобильный бензин

Евро-4

7 300

12 454

13 100

5,2

Евро-5

5 530

9 484

10 130

6,8

Дизельное топливо

3 450

5 009

6 800

35,8

Средняя маржа переработки по российским
заводам Группы существенно превышала
маржу среднего НПЗ в европейской части
России благодаря более высокой доле свет-
лых нефтепродуктов в структуре производи-
мой продукции и минимальной доле мазута
и вакуумного газойля. Рост доли светлых
нефтепродуктов по сравнению с 2016 годом
оказал положительное влияние на маржу
заводов Группы.

Маржа эталонного НПЗ в Европе в 2017 году
находилась на высоком уровне, увеличив-
шись на 15% по сравнению с 2016 годом
в связи с ростом спредов на основные
нефтепродукты.

Розничная маржа в России подверглась
негативному влиянию роста ставок акцизов
на моторное топливо и лагу между оптовыми
и розничными ценами.

Ставки экспортной пошлины на нефтепродукты,

в % от пошлины на нефть

2015

2016

2017

Прирост,

17/16, п. п.

Автомобильный бензин

-31

Дизельное топливо

-10