Однако, несмотря на все сложности, промысел активно осваивается. Современные методы повышения нефтеотдачи (добыча нефти скважины) позволяют операторам лицензионных участков не только поддерживать приемлемый уровень добычи нефти, но и при получении определенных преференций со стороны государства рассчитывать на длительную разработку месторождения. Пока, как обратили внимание эксперты, добыча на Приобке имеет тенденцию к снижению. В 2007 году годовое производство здесь превышало 40 млн т, из них на «РН-Юганскнефтегаз» («дочка» «Роснефти») приходилось 32,77 млн т, а на «Газпромнефть — Хантос» — 7,43 млн тонн. По итогам 2020 года, согласно данным «ЦДУ ТЭК» (данные добыча нефти), на Приобском месторождении было добыто 34,68 млн т, что на 2,016 млн т меньше, чем годом ранее. При этом пять лицензионных участков (ЛУ), входящих в состав Приобки, с 2008 года обслуживают уже три оператора. На уменьшение добычи влияют несколько существенных факторов: высокая обводненность, что негативно сказывается на рентабельности актива, а также участие России в сделке ОПЕК+, согласно которой российские нефтедобывающие предприятия сокращали производство.
Тем не менее операторы лицензионных участков («РН-Юганскнефтегаз», «Газпромнефть-Хантос», «АКИ ОТЫР»), применяя передовые технологии (горизонтально направленное бурение, скважина дебит), стараются в непростых условиях стабилизировать добычу нефти.
Северная лицензионная территория
Разработку трех из пяти ЛУ участков Приобского месторождения ведет «РН-Юганскнефтегаз» (входит в структуру «Роснефти»). Компания владеет лицензией на освоение северной лицензионной территории промысла (СЛТ). В настоящее время разработку СЛТ осуществляют 6 цехов добычи нефти и газа.
Нефтяники активно используют системы поддержания пластового давления, подготовки нефти и газа, внешнего транспорта, тепловодоснабжения. Электростанция Приобская обеспечивает производственные объекты электроэнергией и способствует рациональному использованию попутного нефтяного газа (ПНГ). В 2018 году добывающий фонд состоял из 4400 нефтяных скважин. Специалисты «РН-Юганскнефтегаза» применяют современные геолого-технические мероприятия — многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), зарезка боковых стволов.
В начале ноября 2006 года в северной части Приобского месторождения при участии российской нефтесервисной компании Newco Well Service был произведён (на тот момент крупнейший в России) гидроразрыв нефтяного пласта. Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «РН-Юганскнефтегаза».
В настоящее время в компании на месторождениях «РН-Юганскнефтегаза», в том числе на Приобском, работают 24 флота ГРП. Планируется, что в 2021 году количество флотов, задействованных на активах предприятия, увеличится на 10 ед., один из них будет работать с Баженовской свитой.
По итогам октября 2020 года, «дочка» «Роснефти» установила рекорд по проведению гидроразрывов пласта — 600 операций в месяц. На один флот ГРП пришлось 25 операций, что на 22% превышало средние значения.
Кроме того, гидроразрывы проводятся и на поисково-разведочных скважинах, чтобы получить необходимую геологическую информацию, уточнить свойства залежей. При исследовании новых зон также применяются микросеймика, 3Д геомеханика, спектральное моделирование. Использование инновационных систем и современных технологий позволило получить определенные результаты. Согласно государственной экспертизе, результаты которой стали известны в марте 2021 года, начальные геологические запасы СЛТ увеличились на 280,5 млн т, начальные извлекаемые запасы нефти — на 41,6 млн тонн. Как отмечают в «Роснефти», прирост был достигнут в результате реализации программ разведочного и эксплуатационного бурения. В 2020 году на месторождении запустили 260 новых скважин.
Согласно данным «ЦДУ ТЭК», «РН-Юганскнефтегаз» в 2020 году обеспечил на северной части Приобки добычу 22,26 млн т нефти, что меньше на 1,81 млн т, чем в 2019 году.
Южная лицензионная территория
Южная ЛТ Приобского месторождения считается ключевым активом «Газпромнефть-Хантоса» (входит в структуру «Газпром нефти»). На нее приходится 80% всей добычи дочернего предприятия «Газпром нефти».
Считается, что ЮЛТ Приобки — это одна из основных площадок, где проходят испытания и внедряются в производство инновационные решения в нефтедобыче.
Уже с 2012 года краевые части месторождения начали разрабатывать системами горизонтальных скважин, а в 2014 году «Газпромнефть-Хантос» приступила к использованию роторно-управляемых систем (РУС). Как утверждают специалисты, РУС позволили на 20% увеличить скорость бурения. В 2013 году на ЮЛТ опробовали метод многостадийного ГРП. Через три года предприятие провело уникальную операцию — 30-ти стадийный гидроразрыв пласта.
В 2017 году здесь прошла первые испытания разработка российской научно-производственной компании «БУРИНТЕХ» — роторно-управляемая система РУС-ГМ-195 для бурения скважин. В октябре 2020 года заключительные испытания подтвердили эффективность и надежность РУС-ГМ-195, с помощью которой был пробурен участок скважины протяженностью 1900 метров.
В 2020 году на базе Приобского месторождения специалисты «Газпромнефть-Хантоса» опробовали трансформированный комплекс организационно-технологических мероприятий при бурении и проведении ГРП, составляющий основу кластерного метода ввода запасов. Для пилотного кластера были отобраны четыре скважины. Для их работы разработан определенный алгоритм. В результате в три раза ускорилось их строительство и вдвое сократились сроки выполнения ГРП. По итогам реализации проекта время ввода скважин в эксплуатацию уменьшилось на 40%, а затраты на бурение — на 35%. Этот метод планируется распространить на других предприятиях «Газпром нефти».
В 2020 году на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» введены в строй 302 скважины, из них 295 — эксплуатационные (в том числе 199 — горизонтальные). В частности, на ЮЛТ пробурили скважину, общая протяженность которой составила 5,4 тыс. м, длина горизонтального ствола — 2 тыс. метров. В прошлом году «дочка» «Газпром нефти» оформила лицензию на разработку глубоких горизонтов, которые являлись частью Приобского месторождения, но входили в нераспределенный фонд недр. Это разрешение дало возможность предприятию приступить к освоению пластов на глубине более 3 тыс. метров. За счет запасов нижележащих пластов Южно-Приобского месторождения «Газпромнефть-Хантос» нарастил запасы на 10,4 млн тонн н. э. В настоящее время ресурсная база предприятия составляет 622 млн т н.э.
В декабре 2020 года «Газпромнефть-Хантос» совместно с компанией «Аггреко Евразия» запустил на ЮЛТ газопоршневую электростанцию (ГПЭС), которая, согласно расчетам, уменьшит расходы на электроэнергию на 20% от сетевого тарифа, а также даст дополнительную прибыль за счет монетизации попутного нефтяного газа.
Общая потребность объектов Южно-Приобского месторождения в электроэнергии — 120 МВт. Основной источник энергоснабжения — собственная генерация от ГТЭС мощностью 96 МВт и ГПЭС мощностью 16 МВт, остальную электроэнергию компания закупает из внешней сети.
Действующий фонд на ЮЛТ состоит из 2,5 тыс. добывающих и 1,1 тыс. нагнетательных скважин. Применение инновационных буровых растворов и облегченных двухколонных труб, позволивших оптимизировать конструкцию скважин, повысили эффективность проведения буровых работ, сократили производственные издержки.
По информации «ЦДУ ТЭК», на южном участке Приобского месторождения «Газпромнефть-Хантос» добыл в 2020 году 9,95 млн т нефти, по сравнению с 2019 годом добыча уменьшилась на 0,527 млн тонн.
Средне-Шапшинский и Верхне-Шапшинский ЛУ
Нефтяная компания «АКИ-ОТЫР», с 2005 года входящая в структуру «РуссНефти», ведет разработку Средне-Шапшинского и Верхне-Шапшинского лицензионных участков. Эти ЛУ также входят в периметр Приобского месторождения. Шапшинская группа считается стратегически важным активом «АКИ-ОТЫРа».
Верхне-Шапшинское месторождение было введено в эксплуатацию в конце 2008 года, Средне-Шапшинское — в мае 2009 года. Запасы нефти здесь составляют более 100 млн тонн.
На Верхне-Шапшинском ЛУ найдена одна нефтяная залежь пластово-сводового типа. В качестве коллекторов выступают битуминозные глины. Участок относится к распределенному фонду недр. Лицензия на разработку месторождения была оформлена в 1999 году и зарегистрирована на «Нефтяную акционерную компанию «АКИ-ОТЫР».
В 2010 году на Верхней Шапше ввели в эксплуатацию четыре кустовых площадки (45 новых скважин, в том числе 12 с горизонтальным окончанием), построили 20 км автомобильных дорог, провели высоковольтные линии протяженностью более 14 км, проложили 72-километровый межпромысловый нефтепровод к установке нефтеподготовки УНП 1500.
В 2015 году на ЛУ была запущена в работу блочная кустовая насосная станция (БКНС), которая уменьшила влияние фактора обводненности продукции и задействовала дополнительные скважины в системе поддержания пластового давления (ППД). Позже ввели в эксплуатацию трехфазный сепаратор, что завершило обустройство дожимной насосной станции (ДНС) Верхне-Шапшинского месторождения.
Согласно данным «ЦДУ ТЭК», по итогам 2020 года нефтяная компания «АКИ-ОТЫР» добыла на Средне-Шапшинском и Верхне-Шапшинском лицензионных участках 2,47 млн т нефти (соответственно 0,016 млн т и 2,45 млн), что оказалось больше на 0,32 млн т, чем в 2019 году.
Льготы
В июле 2019 года Минэнерго обратилось к президенту РФ Владимиру Путину с просьбой поддержать предложение о налоговых льготах для Приобского месторождения. Главе государства были направлены два письма о преференциях для северной лицензионной территории и для южной части того же месторождения. Предлагалось, начиная с 2020 года, предоставить на 10-летний срок налоговый вычет по налогу на добычу полезных ископаемых: для «Роснефти» — на 46 млрд руб. в год, для «Газпром нефти» — на 13,5 млрд руб. в год. В обмен на льготы компании должны увеличить объем инвестиций в разработку Приобки.
Несмотря на то что президент РФ ранее распорядился ввести мораторий на новые налоговые льготы для нефтяных промыслов, для Приобского месторождения было сделано исключение.
В министерстве финансов отмечают, что госкомпания уже применяет налоговые льготы по НДПИ для СЛТ — это пониженные коэффициенты к ставке НДПИ (до 80%) и нулевая ставка при добыче из баженовских отложений.
В 2017–2018 годах их сумма составила более 41 млрд рублей.
В начале февраля «Роснефть», Минфин и Минприроды подписали инвестиционное соглашение о стимулировании добычи нефти на Приобском месторождении в форме ежегодного налогового вычета по НДПИ в размере до 46 млрд рублей. Срок действия соглашения — 10 лет.
Как отмечалось в пресс-релизе «Роснефти», реализация соглашения позволит компании «увеличить объемы бурения на Приобском месторождении и обеспечит рост налоговых поступлений в бюджет РФ». Бюджетный эффект от предоставленных стимулов будет положительным уже в 2021 году.
