ОАО 'Лукойл'

ОАО 'Лукойл'

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

НОУ ВПО «САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ИНСТИТУТ ВНЕШНЕЭКОНОМИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ, ЭКОНОМИКИ И ПРАВА»

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА МИРОВОЙ ЭКОНОМИКИ

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

НА ТЕМУ: «ОАО «ЛУКОЙЛ»»

студентки группы МЭ - 51

экономического факультета

Тюленёвой Екатерины Евгеньевны

Научный руководитель

к.э.н., ст. преподаватель

Степнов А.В.

Тольятти

Содержание

ГЛАВА 1. Общая информация о компании

ГЛАВА 2. ОАО «ЛУКОЙЛ» - корпоративный центр Группы «ЛУКОЙЛ»

ГЛАВА 3. СОБЫТИЯ 2011 года

ГЛАВА 4. Разведка и добыча нефти и газа

.1 Лицензирование

.2 Запасы нефти и газа

.3 Геолого-разведочные работы

.4 Разработка месторождений и добыча нефти

.5 Стабилизация добычи в Западной Сибири. Опыт Предуралья

.6 Разработка месторождений и добыча газа

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ГЛАВА 1. Общая информация о компании

ОАО «ЛУКОЙЛ» - одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний, обеспечивающая 2,2% мировой добычи нефти.

Лидирующие позиции Компании являются результатом двадцатилетней работы по расширению ресурсной базы благодаря увеличению масштабов деятельности и заключению стратегических сделок.

ЛУКОЙЛ сегодня:

2,2% общемировой добычи нефти

Компания №1 среди крупнейших мировых частных нефтегазовых компаний по размеру доказанных запасов нефти

Компания №4 среди крупнейших мировых частных нефтегазовых компаний по объему добычи нефти

16,6% общероссийской добычи нефти и 17,7% общероссийской переработки нефти

Крупнейшая российская нефтяная бизнес-группа с выручкой в 2011 году более 133 млрд долл. и чистой прибылью более 10 млрд долл.

Бизнес-сегмент «Геологоразведка и добыча»

ЛУКОЙЛ реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа в 12 странах мира.

Доказанные запасы углеводородов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2011 года составляют 17,3 млрд барр. н. э.

На Россию приходится 90,5% доказанных запасов Компании и 90,5% добычи товарных углеводородов. За рубежом Компания участвует в проектах по добыче нефти и газа в пяти странах мира.

Основная часть деятельности Компании осуществляется на территории четырех федеральных округов РФ - Северо-Западного, Приволжского, Уральского и Южного. Основной ресурсной базой и основным регионом нефтедобычи Компании остается Западная Сибирь, на которую приходится 42% доказанных запасов и 49% добычи углеводородов.

На международные проекты приходится 9,5% доказанных запасов Компании и 9,5% добычи товарных углеводородов.

Бизнес-сегмент «Переработка и сбыт»

Переработка и сбыт являются вторым важным бизнес-сегментом группы «ЛУКОЙЛ». Развитие этого сегмента позволяет Компании снизить зависимость от высокой ценовой волатильности на рынке нефти и улучшить свои конкурентные позиции в основных регионах деятельности путем выпуска и реализации высококачественной продукции с высокой добавленной стоимостью.

ЛУКОЙЛ владеет нефтеперерабатывающими мощностями в 6 странах мира (с учетом НПК ISAB и НПЗ Zeeland).

Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2011 года составляет 73,5 млн т/год.

В России Компании принадлежат четыре нефтеперерабатывающих завода и два мини-НПЗ, а также четыре газоперерабатывающих завода. Кроме того, в состав российских активов группы «ЛУКОЙЛ» входят 2 нефтехимических предприятия.

Суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2011 года составляет: 45,3 млн т/год (332 млн барр./год).

Сегодня ЛУКОЙЛ выпускает широкий ассортимент высококачественных нефтепродуктов, продукции газопереработки и нефтехимии и реализует свою продукцию оптом и в розницу более чем в 30 странах мира.

В 2011 году группа «ЛУКОЙЛ» выпустила первую партию автомобильного бензина стандарта Евро-5. Это стало возможным благодаря вводу в эксплуатацию установки фтористоводородного алкилирования в составе комплекса каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ. Бензин стандарта Евро-5 обеспечивает так называемый «чистый выхлоп», то есть сводит к минимуму содержание в выхлопных газах оксидов серы и продуктов неполного сгорания ароматических углеводородов, в том числе наиболее канцерогенного и мутагенного вещества - бензопирена.

Бизнес-сектор «Электроэнергетика»

Сектор включает в себя все направления энергетического бизнеса, начиная от генерации и заканчивая транспортировкой и сбытом тепловой и электрической энергии. В бизнес-сектор «Электроэнергетика», ядром которого являются приобретенные в 2008 году активы ОАО «ЮГК ТГК-8», входят также организации, генерирующие электрическую и тепловую энергию на НПЗ Компании в Болгарии, Румынии, Украине.

Генерирующие мощности группы «ЛУКОЙЛ» в настоящее время составляют около 3,5 ГВт. Общий объем выработки электроэнергии Группой, включающий выработку малой энергетики, в 2011 году составил 12,6 млрд кВт/ч. Отпуск тепловой энергии в 2011 году составил 15,2 млн Гкал.

Инновационная политика

Новые технологии и инновации являются одними из основных конкурентных преимуществ ОАО «ЛУКОЙЛ». Специалисты Компании занимаются разработкой новейших и модернизацией существующих технологий.

Объем финансирования научно-технических работ в 2011 году был увеличен и составил более 140 млн долл. (в 2010 году - более 120 млн долл.). В 2011 году Научно-проектный комплекс ОАО «ЛУКОЙЛ» завершил организационные преобразования. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» включил в свой состав 4 региональных института, сформировав 5 филиалов по разным регионам деятельности. Институты, формирующие научно-проектный комплекс Компании, выполнили научно-исследовательские, проектно-изыскательские и иные работы общей стоимостью 310 млн долл.

В 2011 году была создана Рабочая группа ОАО «ЛУКОЙЛ» по вопросам участия в инновационном проекте «Сколково». В течение 2011 года была проведена работа по отбору научно-технических проектов, рекомендуемых к реализации в рамках совместной работы с инновационным центром «Сколково». На 2012-2014 годы запланировано проведение научно-исследовательской работы ОАО «РИТЭК» совместно с центром «Сколково».

В 2011 году Группа продолжала активно сотрудничать с государственной корпорацией «Российская корпорация нанотехнологий» (далее - РОСНАНО) в области коммерциализации нанотехнологий и их внедрения в нефтегазовой отрасли. Так, с целью развития инновационной деятельности в сфере освоения трудноизвлекаемых запасов баженовской свиты в течение отчетного года ОАО «РИТЭК» проводило с РОСНАНО совместные работы.

международная мировая экономика лукойл

ГЛАВА 2. ОАО «ЛУКОЙЛ» - корпоративный центр Группы «ЛУКОЙЛ»

Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ» (сокращенное фирменное наименование - ОАО «ЛУКОЙЛ», далее также - Компания) было учреждено в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 г. № 1403 «Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения» и постановлением Совета Министров - Правительства Российской Федерации от 5 апреля 1993 г. № 299 «Об учреждении акционерного общества открытого типа «Нефтяная компания «ЛУКойл».

ОАО «ЛУКОЙЛ» является одной из ведущих вертикально интегрированных нефтяных компаний России. ОАО «ЛУКОЙЛ» - корпоративный центр Группы «ЛУКОЙЛ» (далее также - Группа), координирующий деятельность организаций, входящих в состав Группы, и способствующий дальнейшему развитию и глобализации бизнеса Группы «ЛУКОЙЛ».

Одна из основных функций корпоративного центра - координация и управление организационными, инвестиционными и финансовыми процессами в дочерних обществах Компании. В этой связи корпоративный центр ориентирован на достижение максимальной прозрачности процедуры принятия решений внутри Группы, на обеспечение соблюдения интересов акционеров и повышение общей инвестиционной привлекательности ОАО «ЛУКОЙЛ».

С целью повышения прозрачности и доступности информации для акционеров и потенциальных инвесторов корпоративным центром в рамках Группы поддерживаются передовые механизмы корпоративного управления.

Органами управления ОАО «ЛУКОЙЛ» являются: Общее собрание акционеров, Совет директоров, Правление, Президент ОАО «ЛУКОЙЛ». Контроль за финансово-хозяйственной деятельностью Компании осуществляет Ревизионная комиссия.

Основными видами деятельности организаций Группы «ЛУКОЙЛ» являются операции по разведке, добыче и реализации нефти и газа, по производству и реализации нефтепродуктов, генерации, транспортировке и сбыту тепловой и электрической энергии.

Советом директоров ОАО «ЛУКОЙЛ» среди основных задач на 2011 год и ближайшую перспективу в части бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» были определены следующие:

обеспечение полной компенсации добычи углеводородов приростом запасов, максимальное вовлечение запасов в разработку;

дальнейшее освоение открытых месторождений на шельфе Каспийского моря (им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского, Сарматское и др.) и оптимизация инвестиционных затрат при обустройстве месторождения им. В.Филановского;

выполнение в полном объеме контрактных условий и обязательств по освоению месторождения Западная Курна - 2 в Республике Ирак; продолжение геологоразведочных работ на глубоководном шельфе Западной Африки (Кот Д'Ивуар и Гана).

Основными задачами на 2011 год и ближайшую перспективу в бизнес-сегменте «Переработка и сбыт» были следующие:

обеспечение планомерного и бесперебойного размещения нефте- и газопродуктов с наибольшей эффективностью, оперативное управление балансом нефтепродуктов для быстрого реагирования на изменение ситуации на рынке нефтепродуктов;

дальнейшая реализация программы по развитию производства и продаж продуктов с улучшенными эксплуатационными свойствами под брендом "ЭКТО";

обеспечение укрепления позиций в приоритетных регионах (Украина, Турция, Сербия);

выход на новые рынки сбыта нефтепродуктов в Омской, Томской, Новосибирской областях и Центрально-Черноземном районе.

В соответствии с основными принципами ведения коммерческой деятельности по реализации нефти с 1 января 2010 года ОАО «ЛУКОЙЛ» перешло на бизнес-схему ведения производственно-сбытовой деятельности, в соответствии с которой ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществляет поставки покупного газа на внутренний рынок, а по договорам комиссии - поставки нефти, нефтепродуктов, продукции нефтехимии и газопереработки на экспорт.

Чистая прибыль ОАО «ЛУКОЙЛ» по российским стандартам бухгалтерского учета составила в 2011 году 242 637 070 тыс. руб. против 140 037 510 тыс. руб. в 2010 году, выручка от продаж (за минусом налога на добавленную стоимость, акцизов) составила в 2011 году 35 106 995 тыс. руб. против 35 041 423 тыс. руб. в 2010 году.

Все активы ОАО «ЛУКОЙЛ» находятся на территории Российской Федерации.

По состоянию на 31.12.2011 в реестре акционеров Компании зарегистрировано свыше 48 тысяч юридических и физических лиц.

Уставный капитал ОАО «ЛУКОЙЛ» составляет 21 264 081 рубль 37,5 копейки и разделяется на 850 563 255 штук обыкновенных именных акций номинальной стоимостью 2,5 копейки каждая, составляющих в сумме 100 процентов уставного капитала.

Акции ОАО «ЛУКОЙЛ» находятся в Котировальном списке «А1» (высший уровень) российской биржи ММВБ и до декабря 2011 года находились в Котировальном списке «А» первого уровня биржи РТС. 19 декабря 2011 года в связи с присоединением ОАО «РТС» к ЗАО ММВБ акции ОАО «ЛУКОЙЛ» были исключены из списка ценных бумаг, допущенных к торгам на бирже РТС. Депозитарные расписки, выпущенные на акции Компании, торгуются на биржах Лондона, Франкфурта, Мюнхена, Штутгарта, а также на внебиржевом рынке США.

Как эмитент высоколиквидных ценных бумаг, Компания в течение многих лет демонстрирует свою инвестиционную привлекательность для российских и иностранных инвесторов. При этом для принятия позитивных инвестиционных решений большое значение имеет качество корпоративного управления, поэтому Компания постоянно совершенствует его уровень, следуя лучшим мировым практикам. Помимо уже действующих в Компании ряда важных документов, регламентирующих взаимоотношения между менеджментом Компании, акционерами и инвесторами, таких как Политика ОАО «ЛУКОЙЛ» по вопросам работы с акционерами, Положение о дивидендной политике ОАО «ЛУКОЙЛ» и других, в 2011 году Советом директоров ОАО «ЛУКОЙЛ» были утверждены переработанные основные документы, регламентирующие внутренний контроль и внутренний аудит в Компании. Действующая в Компании система внутреннего аудита и внутреннего контроля способствует защите интересов и прав акционеров, сохранности активов, а также обеспечивает соблюдение порядка, процедур и правил организации и ведения деятельности организациями Группы «ЛУКОЙЛ».

В целях повышения эффективности системы управления рисками в 2011 году Советом директоров ОАО «ЛУКОЙЛ» была утверждена Политика ОАО «ЛУКОЙЛ» по управлению рисками. Цель управления рисками в ОАО «ЛУКОЙЛ» - предоставление разумной гарантии достижения Компанией поставленных целей в условиях действия неопределенностей и факторов негативного воздействия. Определены группы наиболее существенных рисков, воздействующих на бизнес-деятельность организаций Группы «ЛУКОЙЛ».

В 2011 году, выполняя обязательства Компании, имеющей листинг на Лондонской фондовой бирже, Совет директоров ОАО «ЛУКОЙЛ» впервые одобрил Отчет о корпоративном управлении ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2010 год для последующего раскрытия в соответствии с Правилами раскрытия информации и информационной прозрачности Управления по финансовым услугам Великобритании. В Отчете, в частности, была подробно представлена следующая информация: описание работы Совета директоров ОАО «ЛУКОЙЛ»; организация учетного процесса и порядок подготовки консолидированной финансовой отчетности с точки зрения наличия необходимых контрольных процедур; описание системы внутреннего контроля, внутреннего аудита и риск-менеджмента; отношения с акционерами.

В 2011 году ОАО «ЛУКОЙЛ» выпустило четвертый «Отчет о деятельности в области устойчивого развития на территории Российской Федерации в 2009 - 2010 годах».

Впервые в Отчете были размещены разделы, содержащие подробную информацию о корпоративном управлении, системе управления рисками, диверсификации энергоресурсов, научной и исследовательской деятельности в Компании.

В декабре 2011 года Совет директоров утвердил Программу стратегического развития Группы «ЛУКОЙЛ» на 2012-2021 годы. Новая программа является корректировкой Программы стратегического развития Группы «ЛУКОЙЛ» на 2010-2019 годы, принятой в 2009 году. Программа стратегического развития Группы «ЛУКОЙЛ» на 2012-2021 годы устанавливает новые стратегические цели, сохраняя преемственность стратегического курса Компании.

На протяжении всей своей деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ» сохраняет приверженность принципам честного и добросовестного ведения бизнеса, что позволяет Компании сохранять безупречную деловую репутацию, завоевывать доверие со стороны деловых партнеров по всему миру.

ГЛАВА 3. СОБЫТИЯ 2011 года

ФЕВРАЛЬ

Консорциум в составе организации Группы «ЛУКОЙЛ» и американской компании Vanco подписал с Национальным агентством по минеральным ресурсам Румынии концессионные соглашения на разведку и разработку двух блоков в румынском секторе Черного моря - Est Rapsodia и Trident. Доля Группы «ЛУКОЙЛ» в проекте составляет 80%, доля Vanco - 20%.

Право на реализацию проектов Консорциум получил по итогам тендера, состоявшегося летом 2010 года. Блоки расположены на глубинах от 90 до 1 000 м. Общая площадь лицензионных участков около 2 тыс. км².вышла из состава акционеров ОАО «ЛУКОЙЛ», продав оставшиеся акции Компании на открытом рынке. В конце 2008 года ConocoPhillips приняла решение о продаже доли в ОАО «ЛУКОЙЛ» с целью получения денежных средств для покрытия собственного долга и выкупа собственных акций. В августе 2010 года организация Группы «ЛУКОЙЛ» в рамках программы повышения инвестиционной привлекательности и роста рыночной капитализации выкупил у ConocoPhillips около 8% собственных акций, затратив 3,44 млрд долл. ConocoPhillips приобрела 7,6% акций ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2004 году в рамках последнего этапа приватизации Компании. В 2006 году ConocoPhillips довела свою долю в уставном капитале ОАО «ЛУКОЙЛ» до 20%. ОАО «ЛУКОЙЛ» и Государственная корпорация «Ростехнологии» подписали Соглашение о сотрудничестве. В соответствии с документом ОАО «ЛУКОЙЛ» будет обеспечивать топливными ресурсами организации Корпорации в оборонной промышленности и в других отраслях экономики. Стороны намерены также сотрудничать в целях совершенствования технической базы Группы на основе внедрения разработок и продукции ГК «Ростехнологии», которые в частности будут применяться для обустройства нефтегазовых месторождений и генерации энергии с использованием нефтяного газа. МАРТ ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «Газпром» подписали соглашение о поставках газа с месторождений Группы, расположенных в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе и на Северном Каспии. В соответствии с соглашением ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2012-2016 годах будет поставлять ОАО «Газпром» природный газ с месторождений Большехетской впадины. Газ будет поступать в газотранспортную систему (ГТС) ОАО «Газпром» в районе компрессорной станции «Ямбургская». Объемы поставок могут меняться в зависимости от ввода в эксплуатацию месторождений Большехетской впадины, а также от степени загрузки ГТС ОАО «Газпром». Согласно подписанному документу, после того как ОАО «ЛУКОЙЛ» 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». Сотрудничество между ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «Газпром» базируется на Генеральном соглашении о стратегическом партнерстве на 2005-2014 годы, подписанном в марте 2005 года. ОАО «ЛУКОЙЛ» и нефтехимический холдинг СИБУР заключили долгосрочное соглашение о поставках попутного нефтяного газа. В соответствии с условиями соглашения ОАО «ЛУКОЙЛ» будет поставлять попутный газ c западносибирских месторождений Компании на предприятие «Няганьгазпереработка», входящее в состав холдинга СИБУР. Соглашение с СИБУР направлено на достижение 95%-й утилизации попутного газа, добываемого организациями Группы «ЛУКОЙЛ».

ОАО «ЛУКОЙЛ» утвердило программу энергосбережения организаций Группы «ЛУКОЙЛ» на период 2011 год и на период 2012-2013 гг. Основными направлениями программы являются применение энергосберегающих методов повышения нефтеотдачи пластов и мероприятия по модернизации насосного оборудования, включая широкомасштабное внедрение вентильных двигателей для центробежных и винтовых погружных насосов, а также реконструкция насосов систем поддержания пластового давления. Кроме этого, в программу включены проекты внедрения новых энергоэффективных технологий и оборудования, а также энергоснабжение производств на основе когенерационных установок и других энергосберегающих технологий.

Планируется также, что за три года экономия топливно-энергетических ресурсов в денежном выражении может составить 350 млн долл. при инвестициях в 200 млн долл.

АПРЕЛЬ

Группа «ЛУКОЙЛ» завершила сделку по приобретению у компании ERG 11% участия в совместном предприятии по управлению нефтеперерабатывающим комплексом ISAB, расположенным в районе города Приоло (о. Сицилия, Италия). Таким образом, доля ОАО «ЛУКОЙЛ» в СП возросла с 49 до 60%. Сумма сделки составила 342 млн долл. В январе 2011 года Совет директоров компании ERG принял решение о продаже ОАО «ЛУКОЙЛ» 11% участия в СП.

Это решение представляет собой частичную реализацию опциона на продажу компанией ERG своей доли в соответствии с соглашением о создании СП в 2008 году.

Группа «ЛУКОЙЛ» вышла на розничный рынок Италии, завершив ребрендинг 19 АЗС в соответствии с договорами субфранчайзинга. В соответствии с контрактами организация Группы «ЛУКОЙЛ» поставляет на эти АЗС нефтепродукты, а также смазочные материалы, в том числе произведенные дочерними обществами ОАО «ЛУКОЙЛ». Контракты субфранчайзинга заключены сроком на 5 лет с возможностью автоматического продления еще на 3 года.

Организация Группы «ЛУКОЙЛ» приобрела у частной нефтяной компании Quad Energy S.A. 50%-ную долю участия в Соглашении о разделе продукции по морскому блоку Hanoi Trough-02 во Вьетнаме. Блок НТ-02 расположен на шельфе Южно-Китайского моря. С 2007 года на блоке проводятся геолого-разведочные работы, выявлен ряд перспективных объектов.

Компания впервые в мировой практике применила алюминиевые обсадные и насосно-компрессорные трубы при строительстве скважины на нефтяном месторождении с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. Это техническое решение использовано на Баяндыском месторождении (Республика Коми), которое отличается повышенным содержанием этих агрессивных компонентов.

МАЙ

Группа «ЛУКОЙЛ» выпустила первую партию автомобильного бензина стандарта Евро-5.

Это стало возможным благодаря вводу в эксплуатацию установки фтористоводородного алкилирования в составе комплекса каталитического крекинга. Бензин стандарта Евро-5 обеспечивает так называемый «чистый выхлоп», то есть сводит к минимуму содержание в выхлопных газах оксидов серы и продуктов неполного сгорания ароматических углеводородов, в том числе наиболее канцерогенного и мутагенного вещества - бензопирена.

Организация Группы «ЛУКОЙЛ» и итальянская компания ERG Renew подписали соглашение о создании на паритетной основе совместного предприятия для работы в области возобновляемой энергетики. СП будет осуществлять деятельность первоначально на территории Болгарии и Румынии, затем Украины и России.

ИЮНЬ

Состоялось годовое Общее собрание акционеров ОАО «ЛУКОЙЛ». На нем были утверждены Годовой отчет Компании за 2010 год, а также бухгалтерская отчетность по результатам финансового года. Акционеры утвердили выплату дивидендов по итогам работы Компании в 2010 году в размере 59 руб. (1,94 долл. по курсу на 31.12.2010 г.) на одну обыкновенную акцию.

ИЮЛЬ

Организация Группы «ЛУКОЙЛ» достигла договоренности о приобретении у компании Oranto Petroleum 49% в соглашении по разведке и разработке морского глубоководного блока SL-5-11 в акватории Республики Сьерра-Леоне. Обязательной программой геолого разведочных работ в рамках соглашения предусматривается бурение одной поисковой скважины до 2013 года. Блок SL-5-11 площадью 4 тыс. км² расположен в территориальных водах Сьерра-Леоне на шельфе и на континентальном склоне Атлантического океана. Глубина моря в пределах блока варьируется от 100 до 3 300 м. На блоке выполнены сейсмические исследования 2D и 3D, выявившие несколько перспективных структур, содержащих, по предварительным оценкам, существенный объем ресурсов нефти.

АВГУСТ

Организация Группы «ЛУКОЙЛ» подписала контракт с компанией Baker Hughes на эксплуатационное бурение и освоение скважин на формации Мишриф месторождения Западная Курна-2 в Ираке. Согласно условиям контракта будут пробурены и освоены 23 наклонно направленные эксплуатационные скважины, что позволит обеспечить начало коммерческой добычи нефти в соответствии с условиями сервисного контракта на разработку и добычу месторождения Западная Курна-2. Контракт заключен на условиях «под ключ», согласно которым подрядчик предоставляет полный комплекс сервисных услуг, связанных с бурением и освоением скважин, а также выполняет поставку оборудования и материалов для строительства скважин.

ОКТЯБРЬ

Группа «ЛУКОЙЛ» начала строительство первой очереди газоперерабатывающего завода - составной части газохимического комплекса (ГКХ), который будет построен на промышленной площадке ООО «Ставролен» (дочернее общество ОАО «ЛУКОЙЛ»). Основным сырьем для ГХК станет попутный нефтяной газ с месторождений, которые ОАО «ЛУКОЙЛ» разрабатывает в российском секторе Каспийского моря.

НОЯБРЬ

ОАО «ЛУКОЙЛ» заняло 5-е место среди энергетических компаний Европы, Ближнего Востока и Африки, а также 10-е место среди мировых нефтегазовых лидеров в рейтинге американского энергетического агентства Platts «250 крупнейших энергетических компаний мира 2011 года». Компании оценивались по четырем основным показателям - величине активов, выручке, прибыли и доходности на вложенный капитал. ОАО «ЛУКОЙЛ» не изменило позиций в рейтинге по сравнению с 2010 годом.

ДЕКАБРЬ

Организация Группы «ЛУКОЙЛ» совместно с американской Vanco и государственной компанией PETROCI Holding совершила открытие на блоке CI-401 на шельфе Кот-дИвуара. Разведочная скважина Independance-1X, пробуренная на блоке CI-401, достигла запланированных глубин и обнаружила песчаники хорошего качества, содержащие легкую нефть и газовый конденсат. Independance-1X была пробурена на морской глубине 1 689 м в 93 км к юго-востоку от Абиджана. Independance-1X - вторая разведочная скважина, пробуренная на блоке CI-401. Он охватывает площадь в 619 км² на глубине от 950 до 2,1 тыс. м.

Организация Группы «ЛУКОЙЛ» начала поставки электроэнергии на рынок Болгарии по преференциальному тарифу. Получение преференциального тарифа стало возможным после перевода ТЭЦ в Болгарии на работу в комбинированном режиме генерации электрической и тепловой энергии (когенерации), который стимулируется законодательством Болгарии.

Полученный ТЭЦ тариф превышает среднерыночную цену на электроэнергию в два раза. Таким образом, Компанией продолжен вывод электростанций Группы «ЛУКОЙЛ» на энергорынки зарубежных стран, стимулирующих использование эффективных технологий производства электрической и тепловой энергии.

Организация Группы «ЛУКОЙЛ» ввела в опытную эксплуатацию фотоэлектрическую станцию (ФЭС) в Болгарии. Объект расположен в окрестностях г. Бургаса на площади более 2,5 га. Установленная мощность станции составляет 1,25 МВт. Произведенная электроэнергия будет продаваться на открытом рынке по преференциальному тарифу. Объем выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов от деятельности ФЭС на 1,6 тыс. т/год меньше по сравнению с объемом выбросов на традиционных установках тепловой генерации электроэнергии подобной мощности.

ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО АНК «Башнефть» подписали договор о приобретении Компанией 25,1%-й доли в ООО «Башнефть-Плюс» - владельце лицензии на пользование участком недр, включающим нефтяные месторождения им. Романа Требса и Анатолия Титова, а также договор участников совместного предприятия. Сумма сделки составила 153 млн долл.

Суммарные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий (С1+С2), расположенных в пределах лицензионного участка, учтенные на государственном балансе, составляют 140,1 млн т.

ГЛАВА 4. Разведка и добыча нефти и газа

Программа стратегического развития Группы «ЛУКОЙЛ» на 2012 - 2021 годы предполагает:

Среднегодовой темп роста добычи углеводородов не менее 3,5%

Существенное замедление падения добычи нефти в Западной Сибири

Увеличение коэффициента извлечения нефти в России

Направление более 80% всех инвестиций в сегмент «Геологоразведка и добыча»

Существенное увеличение доли добычи международных проектов

Существенное увеличение доли добычи газа в структуре добычи углеводородов

Показатели бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча»

Наименование показателямлн долл. 2011млн долл. 2010Прирост, %Выручка44 85836 52322,8EBITDA12 12510 84811,8Чистая прибыль6 6656 1398,6Капитальные затраты6 6294 90835,1

Бизнес-сегмент «Геологоразведка и добыча» является основой создания стоимости Компании, генерируя более 64% чистой прибыли.

Важнейшим событием 2011 года стала стабилизация добычи нефти в Западной Сибири. С конца первого полугодия 2011 года добыча нефти в регионе вышла из падающего тренда и продолжила держаться на стабильном уровне все второе полугодие.

Значимым событием стало начало реализации проекта по разработке нефтяных месторождений им. Р.Требса и А.Титова совместно с ОАО АНК «Башнефть». Лицензионный участок площадью 2 151 км² расположен на территории Ненецкого автономного округа.

Суммарные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий (С1+С2), расположенные в пределах лицензионного участка и учтенные на государственном балансе, составляют 140,1 млн т. 100% реализуемых объемов нефти на экспорт будет осуществляться Группой «ЛУКОЙЛ». В рамках данного проекта есть возможность направлять попутный газ на энергоцентр Южно- Хыльчуюского месторождения, из которого будет осуществляться обеспечение электроэнергией объектов.

Среди зарубежных проектов Группы наиболее значительные события 2011 года связаны с разработкой месторождения Западная Курна-2 в Ираке, которое является одним из крупнейших неразрабатываемых месторождений мира. В рамках реализации проекта организован целый ряд тендеров, обеспечено разминирование контрактного участка, построен вахтовый поселок Pilot Camp.

Еще одним важным событием за рубежом стало начало добычи раннего газа на месторождении Джаркудук-Янги Кызылча в рамках проекта Гиссар. Была проведена доразведка (сейсмика и разведочное бурение), в ходе которой обеспечен прирост запасов, выявлено несколько перспективных структур, открыто два новых месторождения (Юго-Восточный Кызылбайрак и Шамолтегмас), подготовлены к бурению две структуры и подтверждена высокая промышленная газоносность ранее малоизученного участка крупного месторождения Адамташ.

Ценовая конъюнктура и налоговое окружение

Рынок нефти

В 2011 году цены на нефть находились под давлением на протяжении большей части года.

Среди основных факторов динамики цен на нефть можно выделить политическую нестабильность на Ближнем Востоке, долговые проблемы США и Еврозоны. В первом квартале 2011 года волна революций в странах Ближнего Востока, и прежде всего в Ливии, оказывала существенное влияние на мировые цены на нефть. В апреле цена нефти сорта Брент достигла максимума 2011 года - 126,7 долл./барр., поднявшись на 35% с начала года. Однако уже к началу второго квартала все ближневосточные события были заложены рынком в цену нефти и дальнейшие события практически не влияли на объемы поставок нефти на мировой рынок.

Если в первом квартале мировые цены на нефть были под давлением сокращающегося мирового предложения нефти, то всю оставшуюся часть года они были под давлением факторов со стороны спроса. Второй квартал ознаменовался обострением долговых проблем стран Еврозоны, назревавших уже не первый год. В результате проблемным странам пришлось думать об урезании госбюджетов, что негативно отразилось на ожиданиях, связанных с мировым спросом на нефть. В августе похожий сценарий постиг и США, рекордная долговая нагрузка которых привела к снижению кредитного рейтинга и опасениям по поводу возможности новой волны мирового финансового кризиса. Все это привело к устойчивому негативному тренду мировых цен на нефть. В результате к концу 2011 года цена нефти сорта Брент упала на 16% от апрельского максимума. В целом, за 2011 год прирост составил 14%, с 93,7 до 106,5 долл./барр., а среднегодовая цена в 2011 году составила 111,3 долл./барр., что на 40% выше, чем в 2010 году.

Для объективной оценки рыночной конъюнктуры, в условиях которой Компания работала в 2011 году, необходимо учитывать налоговую нагрузку на российского экспортера нефти и ее изменения по сравнению с 2010 годом. Основными налогами для нефтяных компаний в России, и в частности для нас, являются налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), акцизы и экспортные пошлины. Ставки налогов, применяемых для налогообложения нефтяных компаний в России, привязаны к мировой цене на нефть и изменяются вслед за ней.

В результате роста цен на нефть в 2011 году средняя ставка НДПИ (в долларовом выражении) выросла на 49.7% и составила 20,69 долл./барр.

При экспорте нефти из России Компания уплачивает экспортную пошлину, которая рассчитывается по прогрессивной шкале на основе цен на нефть сорта Юралс. Рост экспортной пошлины на нефть в 2011 году составил 49,6%, средняя ставка экспортной пошлины за год - 55,8 долл./барр. Очищенная от налогов цена на нефть сорта Юралс (цена на международном рынке за вычетом экспортной пошлины и НДПИ) для российского экспортера составила в 2011 году 32,6 долл./барр. Доля НДПИ и экспортной пошлины в среднегодовой цене на нефть составила 70,1%.

По проектам, регулируемым соглашениями о разделе продукции, налоги продолжают уплачиваться в соответствии с условиями данных соглашений.

Рынок газа

В течение 2011 года спотовые цены на газ в Европе не показывали явного тренда. Во втором полугодии наблюдалась повышенная волатильность цен вследствие аномальных погодных условий, повлиявших на объемы потребления газа в Европе. За 2011 год на различных торговых площадках Европы цены на газ показали падение около 15%. При этом среднегодовая цена выросла в 2011 году на разных рынках Европы на 30-50% по сравнению с 2010 годом.

Обратная ситуация наблюдалась в США: цены на газ падали практически весь год. Как следствие избыточной добычи сланцевого газа в стране рост предложения газа по-прежнему опережает рост спроса на газ. Избыточное предложение продолжило давление на цену газа, что привело к падению цен до десятилетнего минимума. В результате за 2011 год спотовая цена на газ в США упала почти на 30%, а среднегодовая цена за 2011 год упала на 9% к уровню 2010 года.

Учитывая географию деятельности Компании (основной объем газа добывается на территории России), Компания реализует товарный газ ОАО «Газпром» и непосредственно российским потребителям. В России бóльшая часть добываемого газа продается на скважине и затем транспортируется по Единой системе газоснабжения, принадлежащей ОАО «Газпром».

Компания не имеет возможности экспортировать добываемый газ, так как монополия на экспорт и газотранспортная система принадлежат ОАО «Газпром». При добыче природного газа в России Компания уплачивает налог на добычу газа, ставка которого увеличилась в 2011 году на 61% и составила 237 руб./тыс. м³.

Добыча товарного газа по международным проектам составила 4,8 млрд м³. Более 54% добытого товарного газа было получено на промысле Хаузак-Шады в Узбекистане. Газ, добываемый на этом промысле, реализуется по официальной цене, фиксируемой в соглашениях между Россией и Узбекистаном. В соответствии с соглашением о разделе продукции уплачивается роялти по газу по ставке 30%. Кроме того, по налогу на прибыль Группе «ЛУКОЙЛ» предоставлены налоговые каникулы на 7 лет после начала добычи, по истечении которых налог на прибыль будет уплачиваться также по ставке, установленной в Соглашении о разделе продукции (далее также - СРП). Доля государства в прибыльной продукции варьируется в зависимости от внутренней нормы доходности проекта для Группы «ЛУКОЙЛ».

Природный газ, добытый по проекту Карачаганак в Казахстане, поставляется на Оренбургский ГПЗ. Налогообложение по этому проекту осуществляется в соответствии с условиями СРП.

Газ, добываемый на месторождении Шах-Дениз, поставляется на внутренний рынок Азербайджана и по Южно-Кавказскому трубопроводу в Грузию и Турцию, где реализуется по рыночным ценам. В Азербайджане в соответствии с условиями СРП организация Группы «ЛУКОЙЛ» освобождена от уплаты налогов в денежной форме на добычу и экспорт газа. Из значимых налогов Компания платит только налог на прибыль по фиксированной ставке (налог удерживается в виде доли в продукции).

Инфляция и валютный курс Учитывая тот факт, что основная добыча углеводородов Группой приходится на Россию, бóльшая часть наших расходов выражена в рублях, тогда как значительная доля доходов выражена в долларах США или в определенной мере привязана к ценам на нефть в долларах США. Поэтому рублевая инфляция и колебания обменного курса рубля могут существенно влиять на результаты наших операций. Ослабление покупательной способности доллара США в Российской Федерации, рассчитанное исходя из обменных курсов рубля к доллару США и уровня инфляции в Российской Федерации, составило 12% в 2011 году по сравнению с 2010 годом. Это стало одним из основных факторов роста удельных расходов на добычу углеводородов на территории России: они выросли с 4,11 до 4,70 долл./барр. н. э., или на 14,4%. Удельные расходы на добычу в среднем по Группе выросли в 2011 году на 14,3%, или с 4,12 до 4,71 долл./барр. н. э. Капитальные затраты в бизнес-сегменте «Геологоразведка и добыча» выросли на 35,1%, до 6,6 млрд долл.

Приобретение активов Организация Группы «ЛУКОЙЛ» приобрела у частной нефтяной компании Quad Energy S.A. 50%-ную долю участия в Соглашении о разделе продукции по морскому блоку Hanoi Trough-02 во Вьетнаме. Блок НТ-02 расположен на шельфе Южно-Китайского моря. С 2007 года на блоке проводятся геолого-разведочные работы, выявлен ряд перспективных объектов. Организация Группы «ЛУКОЙЛ» достигла договоренности о приобретении у компании Oranto Petroleum 49% в соглашении по разведке и разработке морского глубоководного блока SL- 5-11 в акватории Республики Сьерра-Леоне. Обязательной программой геолого-разведочных работ в рамках соглашения предусматривается бурение одной поисковой скважины до 2013 года. Блок SL-5-11 площадью 4 тыс. км² расположен в территориальных водах Сьерра-Леоне на шельфе и на континентальном склоне Атлантического океана. Глубина моря в пределах блока варьируется о 100 до 3 300 м. На блоке выполнены сейсмические исследования 2D и 3D, выявившие несколько перспективных структур, содержащих, по предварительным оценкам, существенный объем ресурсов нефти. ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО АНК «Башнефть» подписали договор о приобретении Компанией 25,1%-й доли в ООО «Башнефть-Полюс» - владельце лицензии на пользование участком недр, включающим нефтяные месторождения им. Романа Требса и Анатолия Титова, а также договор участников совместного предприятия. Сумма сделки составила 153 млн долл. В то же время ООО «Башнефть-Полюс» подписало договор о приобретении у организации Группы «ЛУКОЙЛ» 29 поисковых и разведочных скважин на указанных месторождениях за 60 млн долл. Таким образом, ОАО АНК «Башнефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ» завершили создание совместного предприятия по разработке нефтяных месторождений им. Р. Требса и А. Титова и перешли к активной фазе реализации проекта. Лицензионный участок площадью 2 151 км² расположен на территории Ненецкого автономного округа. Суммарные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий (С1+С2), расположенных в пределах лицензионного участка, учтенные на государственном балансе, составляют 140,1 млн т.

.1 Лицензирование

В 2011 году Компания продолжила работы, связанные с получением новых лицензий на право пользования недрами и оптимизацией лицензионного фонда для повышения качества минерально-сырьевой базы, с внесением изменений и дополнений в условия пользования недрами, в том числе с целью продления сроков их действия. Были продолжены также работы, связанные с уточнением обязательств по обеспечению уровня добычи углеводородного сырья в соответствии с проектными технологическими документами.

Всего на балансе организаций Группы «ЛУКОЙЛ» на 1 января 2012 года находилось 426 лицензий, в том числе 338 с правом разведки и добычи углеводородного сырья, 22 - на геологическое изучение, включающее поиск и оценку месторождений полезных ископаемых, и 66 - на геологическое изучение недр, разведку и добычу углеводородного сырья.

За 2011 год было получено 11 новых лицензий на право пользования недрами, из них 5 - с правом на геологическое изучение недр, разведку и добычу углеводородного сырья, 5 - на геологическое изучение недр по заявке недропользователя и 1 - на геологическое изучение недр на основании государственного контракта.

В 2011 году организации Группы принимали участие в 6 аукционах на приобретение прав пользования недрами, в 4 из которых признаны победителем. Из-за участия одного заявителя и в соответствии с действующим законодательством 2 аукциона были признаны несостоявшимися.

Также поданы заявки на получение лицензий для геологического изучения недр за счет средств недропользователей. Лицензии будут получены в 2012 году.

За отчетный период сданы 6 лицензий на право пользования недрами, из них 2 - лицензии в связи с окончанием срока действия на геологическое изучение участков недр, 4 - в связи с экономической неэффективностью освоения.

В связи с продолжением реструктуризации нефтедобывающих обществ Группы за отчетный период была переоформлена 91 лицензия на право пользования недрами.

В 2011 году продолжалась работа по внесению изменений и дополнений в действующие лицензионные соглашения об условиях пользования недрами на участках недр организаций Группы «ЛУКОЙЛ». Были оформлены 34 изменения/дополнения в действующие лицензионные соглашения, в том числе 19 дополнений к лицензиям с целью продления сроков их действия, из которых 13 - к лицензиям с правом добычи, 6 - к лицензиям на геологическое изучение недр.

4.2 Запасы нефти и газа

Воспроизводство минерально-сырьевой базы - основа долгосрочного и стабильного развития Компании. Поэтому Группа «ЛУКОЙЛ» с целью наращивания запасов проводит активные геолого-разведочные работы в России и за рубежом, ведет постоянный мониторинг новых проектов и активов для приобретения.

Согласно данным, аудированным компанией Miller and Lents (США), запасы по категории 3Р углеводородов Компании на 1 января 2012 года составили 29,623 млрд барр. н. э., в том числе 23,602 млрд барр. нефти и 36,125 трлн фут3 газа.

Оценка производилась в соответствии со стандартами Комиссии по ценным бумагам и биржам США (далее - SEC). Компания приняла решение перейти к оценке запасов по стандартам SEC в 2009 году для обеспечения большей прозрачности данных по запасам и их сопоставимости с данными конкурентов.

Согласно требованиям SEC для признания доказанных неразрабатываемых запасов необходимо наличие утвержденного плана разработки. План должен предусматривать начало разработки данных запасов в течение пяти лет, если определенными обстоятельствами не обосновывается более длительный срок начала разработки. Оценка выполнялась в соответствии со стандартами SEC до достижения экономического предела рентабельной добычи.

Компания также завершила оценку условных ресурсов по классификации PRMS. По состоянию на 31 декабря 2011 года условные ресурсы по категории 3C составляли 10,3 млрд барр. н. э. В данную оценку впервые включена доля Компании (25,1%) в ООО «Башнефть-Полюс» - совместном предприятии ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО АНК «Башнефть» по разработке месторождений им. Р. Требса и А. Титова.

Ожидается, что в перспективе объемы нефти и газа, классифицированные как условные ресурсы, будут переведены в запасы по мере приближения сроков их ввода в разработку, выполнения программы по увеличению объемов утилизации газа, а также применения новейших технологий, позволяющих осуществлять рентабельную разработку трудноизвлекаемых запасов. Основная часть доказанных запасов нефти Группы расположена в Западной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Предуралье. Основная часть доказанных запасов газа расположена в Большехетской впадине (Западная Сибирь), Узбекистане и Каспийском регионе. 60% всех доказанных запасов Группы относятся к категории «разрабатываемые» (в том числе 65% запасов нефти и 41% запасов газа). Такая структура запасов отражает высокий потенциал наращивания добычи Компанией в среднесрочной перспективе, и в особенности - добычи газа.

Основная часть доказанных запасов Группы относится к традиционным запасам. Лишь около 4,3% доказанных запасов (3,8% запасов 3Р) углеводородов Группы приходится на высоковязкую нефть и 4,7% доказанных запасов (6,0% запасов 3Р) - на шельфовые месторождения. Подобная структура позволяет Компании эффективно контролировать затраты на разработку запасов и быстро вводить в эксплуатацию новые месторождения.

Компенсация добычи приростом доказанных запасов в 2011 году превысила 100%.

Расширение доказанных запасов углеводородов за счет геолого-разведочных работ, эксплуатационного бурения и приобретений составило 619 млн барр. н. э. Из данного объема прирост за счет геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения составил 612 млн барр. н. э., за счет приобретений - 7 млн барр. н. э. Таким образом, органический прирост запасов компенсировал 76,3% добычи углеводородов (в том числе 77,5% по нефти и 70,4% по газу).

Органический прирост доказанных запасов нефти в России был получен в объеме 516 млн барр. (99% от суммарного прироста) и на международных проектах - 4 млн барр. (1% от суммарного прироста). По доказанным запасам газа органический прирост в России был получен в объеме 310 млрд фут³, 56% от суммарного прироста газа, и на международных проектах - 240 (44% от суммарного прироста газа).

Увеличение доказанных запасов за счет пересмотра ранее сделанных оценок составило 197 млн барр. н. э.

В 2011 году был достигнут существенный прогресс в подготовке к вводу в разработку ряда новых месторождений Группы, что позволило перевести 170 млн барр. н. э. из условных ресурсов в доказанные запасы. В то же время более быстрое, нежели прогнозировалось, падение добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении привело к снижению доказанных запасов на 147 млн барр. н. э.

Таким образом, по объемам доказанных запасов углеводородов Группа «ЛУКОЙЛ» продолжает оставаться одним из лидеров среди российских и международных компаний.

Обеспеченность текущей добычи углеводородов Группы «ЛУКОЙЛ» доказанными запасами составляет 22 года. По нефти данный показатель равен 20 годам, по газу - 30.

Запасы нефти и газа Группы «ЛУКОЙЛ» На 1 января 2012 года

Нефть млн баррГаз млрд фут3Нефть + газ* млн барр. н. э.Доказанные запасы13 40323 19617 269в том числе:разрабатываемые8 7729 47810 352неразрабатываемые4 63113 7186 917Вероятные запасы6 66910 4768 415Возможные запасы3 5302 4533 939Итого запасы 3Р 23 60236 12529 623*Для пересчета кубических футов в баррели использован единый коэффициент - 1 баррель равняется 6 000 кубических футов.

Распределение запасов 3Р нефти и газа по регионам деятельности Группы «ЛУКОЙЛ» в 2011 году

Нефть, млн баррГаз, млрд фут3Углеводороды, млн барр. н. эДоля в запасах углеводородовЗападная Сибирь13 2834 91714 10347,6%Предуралье 2 7411 1162 9279,9%Тимано-Печора 4 2148354 35314,7%Большехетская впадина 75419 1963 95313,3%Поволжье 2962993461,2%Северный Каспий 1 2282 8311 7005,7%Прочее 315203181,1%Международные проекты 7716 9111 9236,5%ИТОГО 23 60236 12529 623100,0%

.3 Геолого-разведочные работы

Организации Группы «ЛУКОЙЛ» осуществляют геолого-разведочные работы в 12 странах мира. Главная задача - восполнение добычи углеводородов запасами и подготовка сырьевой базы для организации добычи и обеспечения ее ускоренного роста в перспективных регионах как на территории России, так и за рубежом. При проведении геолого-разведочных работ особое внимание Компания уделяет применению современных технологий, что позволяет значительно повысить эффективность геологоразведки.

Наиболее крупными поисковыми проектами, реализуемыми в рамках решения поставленных задач, в 2011 году были:

Продолжение работ по доразведке Центрально-Астраханского газоконденсатного месторождения

Продолжение поисково-разведочных работ в акватории Каспийского моря с целью оценки перспектив нефтегазоносности неокомских отложений

Продолжение поисковых работ по изучению геологического строения и перспектив нефтегазоносности Денисовской впадины в Республике Коми

Проведение поисковых работ по изучению перспектив нефтегазоносности глубоководного шельфа Западной Африки и Аральского региона Основные объемы геолого-разведочных работ на нефть и газ были сконцентрированы в районах Западной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Пермского края, Поволжья, Астраханской области, в акватории Каспия и на международных проектах.

В остальных регионах деятельности Группы геолого-разведочные работы проводились с целью подготовки, опоискования новых перспективных объектов и доразведки открытых месторождений.

В 2011 году для выявления и детализации структур, а также для подготовки к заложению поисково-разведочных скважин на перспективных объектах Компания провела значительные объемы сейсморазведочных работ 2D, которые составили 6 061 км. Объем сейсморазведочных работ 3D составил 4 312 км2. За последние годы выросли качество таких работ, быстрота обработки и интерпретации данных. Это связано в первую очередь с внедрением новейших информационных технологий. Благодаря высокому качеству сейсморазведки успешность поисково-разведочного бурения по Группе составляет около 70%.

Объем электроразведки составил 246,5 км. Вертикальное сейсмическое профилирование, позволяющее детализировать геологическое строение вокруг уже пробуренной скважины, было выполнено на 15 скважинах. Проходка в разведочном бурении в 2011 году составила 159 тыс. м.

Эффективность геолого-разведочных работ сохраняется на высоком уровне - 1 076 т у. т. на метр проходки в бурении. В 2011 году закончены строительством 48 поисково-разведочные скважины, из них продуктивные - 33.

В 2011 году открыто 6 месторождений (Восточно-Ламбейшорское в Республике Коми, Никулинское в Пермском крае, Южно-Эйтьянское в Западной Сибири, Южно-Становое и Юрьевское в Волгоградской области, Independance в Кот-дИвуаре), а также 20 новых залежей нефти на разрабатываемых месторождениях. Увеличение доказанных запасов по стандартам SEC в результате геолого-разведочных работ и получения дополнительной информации при осуществлении эксплуатационного бурения составило 612 млн барр. н. э. Органический прирост доказанных запасов нефти в России был получен в объеме 516 млн барр. (99% от суммарного прироста) и на международных проектах - 4 млн барр. (1% от суммарного прироста). По доказанным запасам газа органический прирост в России был получен в объеме 310 млрд фут³, 56% от суммарного прироста газа, и на международных проектах - 240 (44% от суммарного прироста газа). Затраты Группы «ЛУКОЙЛ» на проведение геолого-разведочных работ в 2011 году составили 873 млн долл. с учетом доли в зависимых обществах.

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 км². 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

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 км² 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. м³/сут, конденсата - 618 барр./сут. При испытании пласта I получены дебиты газа 1 094 тыс. м³/сут, конденсата - 209 барр./сут. На Сарматском месторождении получен прирост запасов по категории С1 природного газа 55,6 млрд м³.

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

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-дИвуаре 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 км². 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 Разработка месторождений и добыча нефти

Распределение добычи нефти Группой «ЛУКОЙЛ» по регионам тыс. тДоля в добычеЗападная Сибирь 49 10254.0Тимано-Печора 17 54719.3Поволжье 3 4263.8Предуралье 12 93714.2Международные проекты 5 9516.5Прочие 1 9542.2Итого 90 917100%

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.

.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 бóльшая 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:

. 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.

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

. 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, бóльшая часть запасов тяжелой нефти Группы располагается в Тимано-Печоре на Ярегском и Усинском месторождениях. Ярегское месторождение высоковязкой нефти обладает доказанными запасами, по стандартам SEC, в размере 318 млн барр. (запасы 3Р - 540 млн барр.). Добыча на месторождении осуществляется в основном шахтным способом. В 2011 году были начаты опытно-промышленные работы по усовершенствованию термошахтного способа с применением новейшего бурового станка, позволяющего бурить подземные скважины протяженностью до 800 м, что в более чем в 2,5 раза превышает длину традиционных подземных скважин. Таким образом, применение нового бурового станка в сочетании с внедрением комбайнов при горнопроходческих работах позволит заметно сократить затраты на подготовку уклонных блоков к разработке и повысит производительность труда.

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

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

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

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

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

Предуралье

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

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

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

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

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

Поволжье

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

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

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

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

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

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

Международные проекты

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

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

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

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

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

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

Продолжалась активная разработка месторождения Северные Бузачи в Казахстане. Добыча

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Начало добычи нефти по проекту запланировано на 2013 год.

4.6 Разработка месторождений и добыча газа

Распределение добычи товарного газа Группой «ЛУКОЙЛ» по регионам Млн м3Западная Сибирь 3 47018,6%Большехетская впадина8 273 44,4%Тимано-Печора 573 3,1%Предуралье 9455,1%Поволжье 5222,8%Прочие 120,1%Международные проекты4 826 25,9%Итого 18 621100%

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 м³.

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.

Международные проекты

Добыча товарного газа по международным проектам в 2011 году снизилась на 1,9% по сравнению с 2010 годом и составила 4 826 млн м3. При этом доля природного газа составила 86%, не изменившись по сравнению с 2010 годом. Эксплуатационный фонд газовых скважин Группы по зарубежным проектам по состоянию на конец 2011 года составил 107 скважину, фонд скважин, дающих продукцию, - 81.

По проекту Юго-Западный Гиссар в Узбекистане в конце 2011 года добыт ранний газ на месторождении Джаркудук, 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.

Основной объем добычи товарного газа за рубежом (54%) был обеспечен введенным в эксплуатацию в конце 2007 года промыслом Хаузак-Шады, разрабатываемым в рамках проекта Кандым - Хаузак - Шады в Узбекистане. Добыча товарного газа на нем составила 2,63 млрд м3, практически на уровне 2010 года.

В ноябре 2011 года введен в эксплуатацию участок Шады (Западная часть) Денгизскульского месторождения. Суммарный суточный прирост составил более 5 млн м3. Заключен контракт на разработку рабочей документации и поставку оборудования ДКС «Хаузак».

В августе 2011 года состоялось подписание контракта на разработку технико- экономического обоснования и рабочей документации строительства газоперерабатывающего комплекса на Кандымской группе месторождений. Подрядчиком работ по итогам тендера стала корейская Hyundai Engineering. Расчетная мощность уникального газоперерабатывающего завода - 8 млрд м3 газа в год, намеченная дата пуска первой очереди ГПЗ - 1 августа 2016 года. Контракт утвержден правительством Узбекистана. По проекту Тенгиз доля Группы в добыче товарного газа составила 560 млн м3. В результате завершения реализации Проекта утилизации газа уровень утилизации газа превысил 99%.

По проекту Шах-Дениз в Азербайджане, который был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года, добыча товарного газа в связи с ограничением по приему продукции со стороны Азербайджана и Турции составила 513 млн м3 (по доле участия), что на 5,9% ниже показателя 2010 года.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. ОАО ЛУКОЙЛ http://www.lukoil.ru/