ОАО "Лукойл"

Россия

В 2011 году проходка в разведочном бурении на территории России составила 121 тыс. м, объем сейсморазведочных работ 2D - 5 463 км, объем сейсморазведочных работ 3D - 4 309 км2.

Затраты на геологоразведку составили 366 млн долл.

Западная Сибирь

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра является основным регионом нефтедобычи для Группы «ЛУКОЙЛ». Проведение здесь геолого-разведочных работ направлено, прежде всего, на воспроизводство сырьевой базы для обеспечения текущей добычи Группы. Несмотря на высокий уровень разведанности запасов, геолого-разведочные работы в этом регионе отличаются высокой эффективностью и результативностью.

В 2011 году проходка в разведочном бурении составила 42,7 тыс. м. Закончено строительством 14 скважины, в том числе 12 продуктивных. Коэффициент успешности разведочного бурения составил 86%. Объем сейсморазведочных работ 2D в регионе составил 907 км, сейсморазведочных работ 3D - 1 936 кмІ. Основные объемы работ проводились в периферийных частях крупных месторождений, с которыми связаны перспективы уточнения контуров нефтегазоносности и прогноз нефтенасыщенности толщин для постановки эксплуатационного бурения.

На территории региона в 2011 году было открыто 8 новых залежей на ранее открытых месторождениях. В результате проведения сейсморазведочных работ 3D и разведочного бурения основной прирост извлекаемых запасов нефти получен на месторождениях Когалымском (+1,8 млн т) и Нонг-Еганском (+1,4 млн т). Доказанные запасы углеводородов Группы в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, по стандартам SEC, составили 7,3 млрд барр. н. э. (запасы 3Р - 13,6 млрд барр. н. э.). На ряде месторождений были получены значительные притоки нефти.

На Свободном месторождении в поисковой скважине из отложений васюганской свиты получен приток нефти дебитом 857 барр./сут при динамическом уровне 1 846 м. При испытании разведочной скважины Тевлинско-Русскинского месторождения из юрских отложений получен фонтанный приток нефти дебитом 392 барр./сут на 6-мм штуцере.

На Восточно-Перевальном месторождении Надеждинского лицензионного участка пробурена разведочная скважина, получен приток нефти дебитом 400 барр./сут из ачимовских отложений. Скважина запущена в эксплуатацию.

В результате бурения поисковой скважины на Южно-Эйтянском поднятии в 2011 году открыто новое нефтяное месторождение. При испытании в колонне пласта Т1 тюменской свиты получен приток нефти дебитом 138 барр./сут.

Ямало-Ненецкий автономный округ

В Ямало-Ненецком автономном округе в рамках программы ускоренного роста добычи газа Компания занимается освоением запасов Большехетской впадины, а также Северо-Губкинского, Присклонового, Южно-Тарасовского нефтегазоконденсатных месторождений и Урабор- Яхинского и Ванско-Намысского участков.

Промышленные притоки газа и конденсата получены при опробовании скважин №304 и 2022 на Пякяхинском месторождении.

При опробовании скважины №304 выявлены 5 новых газоконденсатных залежей Пякяхинского месторождения. Наибольший дебит газа сепарации составил 123 тыс. м3/сут, стабильного конденсата - 124 барр./сут на 12-мм штуцере. При опробовании скважины №2022 Пякяхинского месторождения получен фонтан газоконденсата. При проведении газоконденсатных исследований на 10,2-мм штуцере дебит газа сепарации составил 169,8 тыс. м3/сут, дебит стабильного конденсата -122 барр./сут.

Тимано-Печора

Тимано-Печорская провинция (Ненецкий автономный округ и Республика Коми) является для Группы перспективным регионом нефтедобычи. Регион малоизучен, обладает высоким потенциалом открытия новых запасов. В 2011 году Компания уделяла большое внимание геолого- разведочным работам в этом регионе. Для уточнения геологических моделей залежей были проведены сейсморазведочные работы 2D в объеме 627 км и сейсморазведочные работы 3D в объеме 1 108 км2. Объем разведочного бурения составил 20,9 тыс. м.

В Республике Коми было проведено поисково-разведочное бурение в объеме 17,0 тыс. м.

Закончены строительством 3 скважины, все продуктивные. Успешность бурения составила 100%.

В Республике Коми открыто Восточно-Ламбейшорское месторождение. Две пробуренные скважины подтвердили наличие промышленной залежи нефти в рифогенных известняках задонского возраста. При испытании в открытом стволе получен приток чистой легкой нефти дебитом до 6,3 тыс. барр./сут. Извлекаемые запасы открытого в 2011 году месторождения составили по категории С1+С2 21,9 млн т, запасы 3Р - 53,0 млн барр.

В Ненецком автономном округе на Ошском месторождении завершено испытание разведочной скважины, из отложений среднедевонского возраста получен приток нефти дебитом 1 057 барр./сут.

Увеличение доказанных запасов углеводородов в 2011 году по международным стандартам в результате геолого-разведочных работ и получения дополнительной информации при осуществлении эксплуатационного бурения в Тимано-Печоре составило 96 млн барр.

Предуралье

Для Группы Предуралье является традиционным регионом добычи, который характеризуется высокой степенью разведанности запасов. Чтобы решить основные геологические задачи, в 2011 году в регионе было отработано 590 км сейсмопрофилей 2D и 341 км2 3D. Проходка в разведочном бурении составила 14,7 тыс. м. Работы по разведочному бурению с целью открытия новых месторождений и обеспечения прироста запасов нефти проводились в основном вблизи объектов с установленной промышленной нефтеносностью.

В Пермском крае закончены строительством 5 скважин, все продуктивные. Успешность поисковых работ составила 100%. Завершены бурением и начаты испытанием 2 скважины на Енапаевской и Забродовской площадях. Во всех скважинах при испытании получена нефть в родуктивных пластах дебитами от 22 до 435 барр./сут. В 2011 году было открыто новое месторождение - Никулинское, на котором в результате испытания получен приток нефти максимальным дебитом 0,4 тыс. барр./сут.

Поволжье (суша)

Поволжье также является традиционным регионом добычи углеводородов для Группы «ЛУКОЙЛ». Этот регион хорошо изучен с геологической точки зрения. Проходка в разведочном бурении составила 17,7 тыс. м. В 2011 году в регионе было выполнено 1 634 км сейсморазведочных работ 2D и 225 кмІ сейсморазведочных работ 3D.

В Волгоградской области продолжалось бурение скважины №10 Авиловская и начато бурение разведочной скважины №8 Авиловская. Закончена строительством скважина №44 на Высоцком месторождении. При испытании в колонне тульских отложений получены притоки газа максимальным дебитом 290 тыс. м3/сут. Закончена строительством и скважина №6 Левобережная.

При опробовании сенновского горизонта получен устойчивый фонтанный приток безводной нефти с газом дебитом 349 барр./сут, при опробовании хованского горизонта получен приток нефти дебитом 604 барр./сут. Открыто Юрьевское месторождение с запасами категории С1+С2 1 млн т.

По результатам дополнительных исследований в расконсервированных на Южно-Становой структуре скважинах №23 и 27 Нижнекоробковских, пробуренных в начале 2000-х годов, открыто новое, Южно-Становое, месторождение с извлекаемыми запасами категории С1+С2 632 тыс. т.

При опробовании бобриковских и евланово-ливенских отложений получены притоки чистой нефти дебитами до 250 барр./сут.

На Центрально-Астраханском месторождении продолжалось строительство скважины №3 Центрально-Астраханская. Забой на конец 2011 года составил 4 007 м. Спущена колонна.

Освоение скважины запланировано на 2012 год. Продолжено проведение полевых сейсморазведочных работ 3D, за год выполнено 355 км2.

В Татарстане на Агрызском лицензионном участке в поисковой скважине Ольгинского месторождения получен приток нефти дебитом 201 барр./сут. На Озерном лицензионном участке проведено испытание в эксплуатационной колонне бобриковского горизонта, получен приток вязкой нефти дебитом 57 барр./сут.

Северный Каспий

Северный Каспий в среднесрочной перспективе является для Компании одним из ключевых регионов роста добычи нефти и газа. Компания уделяет особое внимание развитию ресурсного потенциала этого региона.

В акватории Каспия закончены строительством 2 скважины, обе продуктивные.

Успешность поисково-разведочного бурения составила 100%.

Закончено строительство скважины №8-Ракушечная забоем 1 650 м. Получен промышленный приток нефти при испытании нефтенасыщенной части коллектора неокомской залежи, максимальный дебит составил 2 969 барр./сут. Испытана аптская нефтяная залежь, для интенсификации притока впервые в морских условиях проведен гидроразрыв пласта (ГРП).

Максимальный дебит нефти до ГРП составил 28 барр./сут, после ГРП - 282 барр./сут. Закончена бурением скважина №2 на структуре Сарматская забоем 3 330 м. По результатам бурения подтверждена продуктивность пласта и выявлено расширение контура газоносности. Проведены испытания в эксплуатационной колонне трех продуктивных пластов титонского яруса. При совместном испытании пластов II и III получены дебиты газа 400 тыс. мі/сут, конденсата - 618 барр./сут. При испытании пласта I получены дебиты газа 1 094 тыс. мі/сут, конденсата - 209 барр./сут. На Сарматском месторождении получен прирост запасов по категории С1 природного газа 55,6 млрд мі.

Калининградская область

В 2011 году организации Группы «ЛУКОЙЛ» проводили геолого-разведочные работы как на суше Калининградской области, так и на шельфе Балтийского моря. Объем бурения составил 3,3 тыс. м. Сейсморазведочные работы 2D выполнены в объеме 442 км на всех лицензионных участках с целью подготовки объектов под глубокое бурение.

Бурение поисковой скважины на структуре Д-41 приостановлено при забое 1 350 м до внесения изменений в проект на бурение с целью снижения технологических рисков при бурении ствола с большим отходом.

Международные проекты

Программа стратегического развития Группы «ЛУКОЙЛ» предусматривает интенсивное развитие международной деятельности в бизнес-сегменте «Геологоразведка и добыча». Основной задачей геолого-разведочных работ, проводимых за рубежом, является подготовка сырьевой базы для скорейшей организации добычи. В 2011 году проходка в разведочном бурении по проектам, в которых участвует Группа, составила 37 855 м. Объем сейсморазведочных работ 2D по этим проектам составил 598 км, 3D - 3,98 км2. Затраты на геологоразведку составили 507 млн долл. По состоянию на конец 2011 года Группа «ЛУКОЙЛ» проводила геолого-разведочные работы в 11 странах мира за пределами России - в Казахстане, Саудовской Аравии, Египте, Узбекистане, Румынии, Вьетнаме, Колумбии, Венесуэле, Кот-д'Ивуаре, Гане и Сьерра-Леоне. Завершено строительством 11 скважин, из них 3 - продуктивные.

В 2011 году в Узбекистане на структуре Шеге Кунградского участка закончена бурением третья разведочная скважина. По результатам проведенных исследований в открытом стволе прибором MDT получены притоки газа. В 2012 году планируется завершить испытание скважины Шеге-3 и принять решение о продолжении работ.

По Кандымскому блоку закончена бурением скважина Кувачи-7 и Парсанкуль-9. При испытаниях скважины Кувачи-7 получены промышленные притоки газа с конденсатом дебитом до

165 тыс. м3/сут. Испытание скважины Парсанкуль-9 будет проведено в 2012 году. Начата бурением скважина Парсанкуль-10. Подготовлен проект сейсморазведочных работ 2D и 3D, проводится выбор подрядчика на их проведение.

По проекту Юго-Западный Гиссар в Узбекистане в 2011 году завершено бурение и проведены испытания скважины Шамолтегмас-4. Досрочно выполнены полевые сейсморазведочные работы 2D в объеме 598 км. Получены притоки газа максимальным дебитом до 198 тыс. м3/сут. В декабре 2011 года была начата бурением поисковая скважина Шурдарье-2. В 2012 году планируется завершить строительство скважины Шурдарье-2, пробурить скважину Навруз-1, начать сейсморазведочные работы 3D и подготовить рекомендации по заложению оценочного бурения на структурах Шурдарье и Навруз.

В рамках проекта Арал в узбекской части Аральского моря завершена оценка перспектив восточной части Арала по результатам пробуренной скважины Шагала-1. В ходе испытаний скважины притока углеводородов не получено. В августе 2011 года одобрена программа дальнейших работ, включающих бурение поисково-оценочных скважин. В апреле 2011 года завершена начальная стадия разведочного периода. Минимальная программа работ выполнена в полном объеме и в установленные сроки. Проводится подготовка к бурению в 2012 году оценочной скважины на месторождении Западный Арал и поисковой скважины на структуре Умид. Подготовлены паспорта структур Умид, Ак-Тепе. В 2011 году Группа «ЛУКОЙЛ» увеличила свою долю в проекте до 26,6%.

По проекту Западная Курна-2 в Ираке в 2011 году начаты полевые работы по проведению сейсморазведки 3D и интерпретация результатов (объем работ по контракту - 540 км2). Выполнен ряд научно-исследовательских работ, а также работы по построению петрофизической модели месторождения. Выполнена расконсервация скважины WQ-11. Получен дебит нефти 6 686 барр./сут В 2012 году планируется продолжить работы по расконсервации скважин, завершит работы по сейсморазведке 3D, испытанию и исследованию керна исторических скважин, по подготовке кустовых площадок и подъездных дорог. Планируется также начать бурение разведочной скважины и первой очереди эксплуатационных скважин.

На шельфе Западной Африки (по проектам в Кот-д'Ивуаре и CTPDW в Республике Гана) завершены строительством 5 поисково-разведочных скважин, в том числе одна продуктивная (Independance-1Х), в одной скважине (Buffalo-1X, блок CI-205) получен непромышленный приток нефти.

Пробуренная на блоке CI-401 скважина Independance-1Х глубиной 4,1 тыс. м при глубине воды 1,7 тыс. м. установила нефтенасыщенные песчаные пласты-коллектора в отложениях турона (3 799 - 3 815 м). Доказанный этаж нефтеносности составляет 53 м. Анализ полученных результатов показывает, что скважина является первооткрывательницей залежи нефти в песчаниках туронского возраста.

По проекту Рияд (Блок А) в Саудовской Аравии планом оценочных работ было предусмотрено бурение 5 оценочных скважин на месторождениях Тухман и Мушаиб, а также выполнение сейсморазведочных работ 3D объемом более 1 500 кмІ. В 2011 году с целью поиска экономически рентабельных технологий разработки низкопроницаемых газовых коллекторов была выполнена научно-исследовательская работа по изучению технологий добычи трудноизвлекаемого газа месторождения Тухман. В настоящее время готовятся совместные с Сауди Арамко предложения для переговоров с правительством Саудовской Аравии по вопросу изменения контрактных условий с целью экономически целесообразного продолжения работ по проекту. Решение по дальнейшей работе по проекту ожидается принять в течение 2012 г.

В рамках проекта на участке WEEM Extension в Египте завершены обработка и интерпретация данных сейсморазведки 3D 2010 года вместе с материалами прошлых лет, уточнена ресурсная база и подготовлены паспорта на бурение бокового ствола скважины WEEMA2- ST2 и скважины WEEME-А3. По результатам проведенного тендера бурение перенесено на 2012 год из-за отсутствия буровых мощностей в 2011 году.

В феврале 2011 года организация Группы «ЛУКОЙЛ», Vanco International и Национальное агентство по минеральным ресурсам Румынии подписали концессионные соглашения на разведку и разработку двух блоков в румынском секторе Черного моря - EST Rapsodia и Trident. Глубина моря в пределах участков изменяется от 100 до 1 200 м. Площадь каждого блока составляет 1 000 км2. Соглашения вступили в силу с ноября 2011 года. Минимальная программа работ обязательной фазы I по каждому из блоков включает проведение сейсморазведочных работ 3D в объеме 1 000 км2, AVO-анализ, бассейновое моделирование и бурение одной скважины. В 2011 году приобретены региональные сейсмические данные 2D прошлых лет в объеме 13 тыс. км, материалы по шести морским скважинам Румынии и Украины, 9 геологических отчетов и база данных сейсмической изученности северо-западной части Черного моря. В 2012 году планируется проведение сейсморазведочных работ 3D в объеме 2 000 км2.

В апреле 2011 года Группа приобрела у компании Quad Energy S.A. 50% в соглашении о разделе продукции по морскому блоку Hanoi Trough-02 (НТ-02) во Вьетнаме. Блок площадью 1 185 км2 расположен на суше и мелководье Южно-Китайского моря на расстоянии около 50 км от порта Хайфон и 1 500 км от разрабатываемых месторождений шельфа Южного Вьетнама. Глубина воды до 23 м. В 2012 году планируется выполнить работы по анализу данных, полученных по блоку и на смежных площадях, подготовить рекомендации по дальнейшим геолого-разведочным работам и в зависимости от результатов провести сейсморазведочные работы 3D или 2D, а также пробурить третью скважину.

В июле 2011 года организация Группы «ЛУКОЙЛ» приобрела у компании Oranto Petroleum 49% в соглашении по разведке и разработке морского глубоководного блока SL-5-11 в акватории Республики Сьерра-Леоне. Блок SL-5-11 площадью 4 022 км2 расположен на шельфе и континентальном склоне Атлантического океана на глубине моря от 100 до 3 300 м. До приобретения на блоке выполнены сейсмические исследования 2D и 3D на площади 1 500 км2, выявившие несколько перспективных структур, включая структуры Лион и Саванна. Блок приурочен к геологическому бассейну «Сьерра-Леоне - Либерия», в котором в последние годы открыто несколько крупных нефтяных месторождений. В 2012 году планируется проведение электроразведочных работ 2D, переобработка материалов сейсморазведки 3D, подготовка поискового бурения.

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

4.4 Разработка месторождений и добыча нефти

	Распределение добычи нефти Группой «ЛУКОЙЛ» по регионам тыс. т	Доля в добыче
Западная Сибирь	49 102	54.0
Тимано-Печора	17 547	19.3
Поволжье	3 426	3.8
Предуралье	12 937	14.2
Международные проекты	5 951	6.5
Прочие	1 954	2.2
Итого	90 917	100%

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Российской Федерации.

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

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

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

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

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

Россия

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

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

Западная Сибирь

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

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

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

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

4.5 Стабилизация добычи в Западной Сибири. Опыт Предуралья

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Предуралье

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

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

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

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

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

Поволжье

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

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

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

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

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

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

Международные проекты

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

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

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

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

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

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

Продолжалась активная разработка месторождения Северные Бузачи в Казахстане. Добыча

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Начало добычи нефти по проекту запланировано на 2013 год.

4.6 Разработка месторождений и добыча газа

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

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

Основной целью данной стратегии является коммерциализация запасов газа и снижение зависимости Компании от сильной ценовой волатильности на международном рынке нефти.

В 2011 году совокупная добыча газа Группой «ЛУКОЙЛ» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми обществами) выросла на 3,3% и составила 22 023 млн м3. При этом добыча товарного газа (после собственного потребления, закачки в пласт и транспортных потерь) по Компании в целом выросла на 0,4% и составила 18 621 млн м3 (300 тыс. барр. н. э./сут), в том числе в России добыча товарного газа выросла на 1,2%, а за рубежом снизилась на 1,9%.

Выручка Компании от продаж природного газа в 2011 году составила 327 млн. долл., что на 4,8% больше, чем в 2010 году в результате роста спроса и цен на углеводороды.

Основным достижением Компании в 2011 году стало начало добычи газа на месторождении Джаркудук по проекту Юго-Западный Гиссар в Узбекистане. В конце 2011 года на месторождении добыт ранний газ, выход на масштабную добычу запланирован на 1 квартал 2012 года. В 2013 году намечено ввести в строй установку комплексной подготовки газа на Джаркудуке и завершить обустройство крупных газовых месторождений Гумбулак и Адамташ, в том числе пробурить более 40 добывающих скважин, построить линии внешнего электроснабжения, систему сбора и подготовки газа, газопровод товарного газа, конденсатопровод, вахтовый поселок, базу промысла и объекты инженерной инфраструктуры.

Основным газовым месторождением Группы является Находкинское, где добыча природного газа в 2011 году выросла на 1,6% и составила 8 273 млн м3. Этот газ был полностью реализован ОАО «Газпром». Чистая прибыль Группы «ЛУКОЙЛ» по газовым проектам в России составила 114 млн долл.

Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании по состоянию на конец 2011 года составил 404 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, - 296.

Добыча природного газа увеличилась на 1% и составила 14 082 млн м3, в том числе 12 761 млн м3 товарного газа, добыча которого практически не изменилась по сравнению с 2010 годом.

Добыча попутного нефтяного газа выросла на 7,4% и составила 7 941 млн м3, в том числе 5 860 млн м3 товарного попутного газа, добыча которого выросла на 1,3%. Попутный газ используется на месторождениях Компании при закачке в пласт для поддержания пластового давления, для выработки электроэнергии на газовых электростанциях, а также для других производственных нужд. Товарный попутный газ поставляется на газоперерабатывающие заводы и местным потребителям.

Компания ежегодно повышает уровень утилизации попутного нефтяного газа*, который в отчетном году составил 79,3% против 76,8% в 2010 году, 71,1% в 2009 и 70,4% в 2008. Рост показателя связан с развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Группы - строительством компрессорных станций и газопроводов. На основных месторождениях Группы в Западной Сибири уровень утилизации попутного газа составляет более 95%.

Для увеличения уровня утилизации попутного нефтяного газа Компания в рамках развития малой энергетики ведет строительство газовых электростанций на месторождениях. Это позволяет сократить сжигание газа на факелах, снизить расходы на электроэнергию и, следовательно, сократить расходы на добычу нефти. В Компании реализуется Программа по повышению уровня использования попутного нефтяного газа организаций Группы «ЛУКОЙЛ» на 2011-2013 годы, в рамках которой в 2011 году завершены строительство и реконструкция 52 объектов утилизации попутного газа на 49 месторождениях.

Россия

Добыча товарного газа в России в 2011 году составила 13 795 млн м3, что на 1,2% больше по сравнению с 2010 годом. Эксплуатационный фонд газовых скважин Группы в России по состоянию на конец 2011 года составил 297 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, - 215. Основную часть добычи природного газа в России (более 90%) обеспечило Находкинское месторождение Большехетской впадины. В 2011 году на нем было добыто 8,3 млрд м3 природного газа, что несколько выше показателя 2010 года.

В 2011 году пробурена вторая разведочная скважина на месторождении Сарматское, выявившая значительные запасы природного газа. Прирост извлекаемых запасов газа составил 56 млрд мі.

В соответствии с договоренностью с ОАО «НК «Роснефть» ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2013 году обеспечит прием газа Ванкорской группы месторождений в объеме до 5,6 млрд м3/год в газотранспортную систему Большехетской впадины в районе Хальмерпаютинского месторождения и транспорт до ГКС «Ямбургская» газотранспортной системы ОАО «Газпром».

Строительство системы газопроводов «Хальмерпаютинское месторождение - Пякяхинское месторождение» и «Пякяхинское месторождение - Находкинское месторождение» планируется завершить в 2013 году. Проведены тендеры, в соответствии с которыми осуществлена закупка труб, запорно-регулирующей арматуры, утверждены подрядные организации по строительству газотранспортной системы.

* Доля добытого газа в суммарном объеме газа, извлеченном из пласта. Оставшаяся часть газа сжигается на факеле.

В свою очередь ОАО «НК «Роснефть» гарантирует прием стабильной нефтеконденсатной смеси в объеме до 3 млн т/год в нефтепровод Ванкор-Пурпе и транспорт до системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». Однако в связи с принятым в Компании решением об отказе от Ванкорского маршрута транспорта жидких углеводородов в пользу магистрального нефтепровода Заполярье-Пурпе (АК «Транснефть») обустройство Пякяхинского месторождения и начало добычи синхронизированы с планируемым вводом в эксплуатацию этого магистрального нефтепровода, который будет проходить через месторождение.

С выходом на проектную добычу всех месторождений Большехетской впадины суммарная добыча природного газа Компанией в регионе составит 20 млрд м3.

В отчетном году заключено соглашение между ОАО «Газпром» и ОАО «ЛУКОЙЛ» о поставках газа с месторождений Большехетской впадины с 2012 по 2016 годы в объемах 8,35- 12,11 млрд мі. Кроме того, согласно подписанному документу, после того как Компания начнет добычу газа на месторождениях Северного Каспия, ОАО «Газпром» примет исчерпывающие меры по приему всего северокаспийского газа в свою ГТС и поставит аналогичные объемы газа по схемам замещения на организации Группы «ЛУКОЙЛ».