В 2009 г. объем эксплуатационного бурения по консолидируемым обществам НК «Роснефть» (кроме проекта Сахалин-1) составил 2 278 тыс. м. В добычу из эксплуатационного бурения было введено 733 нефтяных и 3 газовых скважины. Добыча по новым скважинам составила 10,6 млн т (77,3 млн барр.) нефти и газового конденсата и 0,5 млрд куб. м газа. По состоянию на конец 2009 г. действующий фонд нефтяных и газоконденсатных скважин консолидируемых обществ НК «Роснефть» насчитывал 17,58 тыс. скважин. Сокращение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с концом 2008 г. связано с проведением комплекса мероприятий по оптимизации фонда, в том числе по закрытию низкодебитных и высокообводненных скважин.
Средний дебит новых добывающих скважин консолидируемых обществ Компании составил 89,1 т/сут (652 барр./сут). Средний дебит по всему фонду добывающих скважин составил 15,5 т/сут (114 барр./сут), что на 8% выше аналогичного показателя предыдущего года.
В 2009 г. затраты консолидируемых обществ НК «Роснефть» на разработку запасов составили 5 422 млн долл., что на 15% меньше по сравнению с предыдущим годом. Снижение в основном связано с номинальным обесценением рубля по отношению к доллару. Основная часть затрат связана с разработкой Ванкорского месторождения.
Основные показатели
| 2007 | 2008 | 2009 | |
| Добыча нефти (с учетом доли в добыче зависимых обществ) | |||
| тыс. т | 101 157 | 106 125 | 108 873 |
| млн барр. | 739,97 | 776,30 | 794,40 |
| Добыча газа (с учетом доли в добыче зависимых обществ), млн куб. м | 15 705 | 12 377 | 12 682 |
| Количество действующих скважин (по консолидируемым обществам), ед | 18 969 | 18 487 | 17 576 |
| Средний дебит добывающих нефтяных скважин (по консолидируемым обществам), барр./сут | 104 | 105 | 114 |
| Средний дебит новых добывающих нефтяных скважин (по консолидируемым обществам), барр./сут | 727 | 635 | 652 |
| Объем эксплуатационного бурения (по консолидируемым обществам), тыс. м | 2 056 | 2 103 | 2 278 |
| Количество вводимых новых добывающих нефтяных скважин (по консолидируемым обществам), ед | 621 | 618 | 733 |
| Удельные операционные расходы на добычу (по консолидируемым обществам), долл./барр. добытой нефти | 3,48 | 3,41 | 2,57 |
Газовая стратегия.
«Роснефть» является одним из крупнейших в России независимых производителей газа. Доля газа в суммарной добыче углеводородов Компании составляет в настоящее время около 10%. При этом с каждым годом газовый сектор приобретает все большее значение для Компании. Это обусловлено наличием у НК «Роснефть» значительных неразрабатываемых запасов газа, а также постоянным ростом рентабельности данного сектора на фоне растущих цен на газ. Потенциал «Роснефти» по добыче газа превышает 55 млрд куб. м в год. Рост добычи газа Компании ограничен доступом к транспортной системе компании «Газпром» и способностью Газпрома обеспечить приобретение газа на внутреннем рынке («Роснефть» не может экспортировать природный газ, поскольку Газпрому принадлежит монопольное право на экспорт, а емкость внутреннего рынка ограничена) – в настоящее время ведутся переговоры с Газпромом по данным вопросам.
По состоянию на конец 2009 г. доказанные запасы газа Компании (по классификации PRMS) составляли 816 млрд куб. м, причем разрабатывалось менее четверти этих запасов. Порядка 70% доказанных запасов газа Компании находится в Ямало-Ненецком автономном округе (Западная Сибирь), главным образом в Ямало-Ненецком автономном округе, причем 46% приходится на Харампурское месторождение.
Газовая стратегия НК «Роснефть» охватывает как континентальные, так и шельфовые месторождения газа. Центральным проектом стратегии является разработка крупного Харампурского месторождения. Газ, добываемый в рамках данного и прочих континентальных проектов, планируется реализовывать Газпрому и местным потребителям. Сахалин-1 на Дальнем Востоке — основной шельфовый газовый проект Компании. В рамках данного проекта с конца 2005 г. ведется коммерческая добыча газа. Перспективными шельфовыми газовыми проектами являются Сахалин-3 и Сахалин-5.
Одним из приоритетных направлений газовой стратегии Компании является повышение уровня использования попутного нефтяного газа. По итогам 2009 г. уровень использования составил 65,3% % по сравнению с 61,1% в 2008 г. В 2009 г. продолжалась активная реализация соответствующей программы. Так, вышла на проектную мощность первая газокомпрессорная станция Приобского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе, что позволило увеличить объем полезного использования попутного газа на 700 млн куб. м в год. В конце 2009 г. завершился этап общестроительных работ на первой очереди Приобской газотурбинной электростанции, начались пусконаладочные работы. Проектная мощность станции составляет 300 МВт, она будет потреблять свыше 500 млн куб. м газа в год.
В декабре 2009 г. завершен также комплекс строительных работ на Тарасовской газопоршневой электростанции в Западной Сибири. Проектная мощность станции составляет 54 МВт, она будет потреблять около 80 млн куб. м газа в год.
Программа по повышению уровня использования попутного нефтяного газа предполагает также использование механизмов Киотского протокола. В 2009 г. в рамках соглашений по продаже единиц сокращения выбросов, заключенных Компанией в 2008 г. со Всемирным банком и компанией «Карбон Трейд энд Файнэнс Сикар С. А.» (совместное предприятие Dresdner Bank и ОАО «Газпромбанк»), продолжались работы по созданию инфраструктуры для утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Харампурской группы и Комсомольском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Кроме того, в 2009 г. проведена верификация (подтверждение) объемов сокращения выбросов, полученных по Хасырейскому месторождению в Ненецком автономном округе. Реализация соглашений позволит частично компенсировать инвестиции, направляемые на реализацию программ повышения эффективности использования попутного газа на указанных месторождениях.
В 2009 г. добыча природного и попутного газа составила 12,68 млрд куб. м, что на 2,4% превышает уровень 2008 г.
Основные показатели газового сектора НК «Роснефть»
| 2007 | 2008 | 2009 | |
| Запасы газа (PRMS), млрд куб. м | |||
| Доказанные | 711,2 | 783,8 | 815,5 |
| в том числе разрабатываемые | 168,6 | 170,6 | 172,0 |
| Вероятные | 469,9 | 535,0 | 518,5 |
| Возможные | 638,0 | 504,5 | 450,0 |
| Добыча газа, млрд куб. м | 15,71 | 12,38 | 12,68 |
Наука и инновации.
Корпоративный научно-проектный комплекс (КНПК) включает в себя Корпоративный научно-технический центр (КНТЦ) и 10 региональных научно-исследовательских и проектных институтов (КНИПИ), из которых 7 институтов относятся к блоку разведки и добычи, 3 – к блоку переработки и сбыта. Таким образом, КНПК осуществляет научно-методическое сопровождение всей производственной цепочки Компании.
Управление инновационной деятельностью осуществляется с помощью системы целевых инновационных проектов.
Разведка.
Целевые инновационные проекты в области геологоразведки направлены на снижение геологических рисков и повышение точности определения перспективных структур.
В 2009 г. специалистами КНПК были выполнены методические разработки по оценке рисков геолого-разведочных проектов, вероятностной оценке ресурсов и по приоритетным направлениям лицензирования на суше РФ с целью открытия крупных месторождений углеводородов. Велись исследования, апробация и внедрение в практику новых технологий моделирования месторождений.
Также продолжались исследования по созданию современных региональных геологических моделей осадочных бассейнов на шельфе морей РФ, оценке их ресурсного потенциала, ранжированию перспективных участков и объектов, по анализу геологических рисков, подготовке рекомендаций к программам лицензирования и геолого-разведочных работ на основе новейших технико-методологических подходов.
Помимо этого, в 2009 г. на основе комплексного анализа критериев нефтегазоносности с использованием современных технологий прогнозирования были даны рекомендации по лицензированию перспективных участков для наращивания ресурсной базы Компании в Восточной Сибири, Алжире, азербайджанском секторе акватории Каспийского моря, в Ираке, на шельфе Абхазии. Подготовлены предложения по геолого-разведочным работам на шельфе Каспийского моря и в Казахстане. В результате проведенных работ приобретены активы в Ненецком автономном округе, в Самарской области и на Сахалине, в Абхазском секторе акватории Черного моря.
В рамках целевых инновационных проектов разработан атлас сейсмостратиграфических особенностей волновой картины Дальнего Востока, шельфа Охотского моря и северных морей России. Кроме того, начаты работы по созданию цифровой региональной геолого-геофизической основы для планирования геолого-разведочных работ в различных регионах деятельности Компании.
Разработка.
В 2009 г. продолжалась реализация проектов освоения месторождений, основанных на интегрированном подходе – построении единой модели, учитывающей все аспекты разработки (пласт, скважины, поверхностное обустройство, экономические расчеты). По важнейшим месторождениям Компании выполнен 31 интегрированный проект (в 2008 г. – 10 проектов, в 2007 г. – 5).
В рамках целевых инновационных проектов:
разработан алгоритм и создан рабочий инструмент для расчета добычи и целевого коэффициента извлечения нефти в неоднородных и расчлененных пластах;
создана и апробирована методика использования данных нормальной эксплуатации при оценке пластового давления;
разработан шаблон применения систем разработки при заводнении для проведения экспресс-оценок при стратегическом планировании систем заводнения с учетом особенностей систем заканчивания скважин;