Первопроходцы

ЛУКОЙЛ был образован в Западной Сибири, но быстро вышел за пределы только одной нефтяной провинции. Компания освоила добычу в Каспийском и Балтийском морях, на Севере — в Республике Коми и на Ямале, в регионах Поволжья. Работа на море своими силами, без привлечения именитых международных партнеров в 1990-е годы была смелым шагом, и как оказалось впоследствии — успешным. На малоизученном шельфе Северного Каспия было сделано крупнейшее в постсоветской истории геологическое открытие.

Пионеры Каспия

За 1995-2015 годы ЛУКОЙЛ открыл в акватории Каспийского моря девять месторождений (с учетом СП с российскими и казахстанскими партнерами) с суммарными извлекаемыми запасами по категориям С1 + С2 1,16 млрд тонн условного топлива. Шесть из них — имени Владимира Филановского, имени Юрия Корчагина, Сарматское, Хвалынское, Ракушечное, 170-й км — являются крупными многопластовыми, что позволило заявить о Каспии как о перспективной нефтегазоносной провинции, открытой ЛУКОЙЛом. За время работы в регионе было выявлено десять перспективных структур.

Но от начала геологоразведки до первой добычи — на месторождении им. Ю. Корчагина — прошло долгих 15 лет. Хотя месторождение было открыто в 2000 году, его разработка началась только десять лет спустя (сейчас добывается 1,5 млн тонн нефти в год). За это время ЛУКОЙЛу пришлось вложить в проект почти 85 млрд руб. За эти деньги компания получила ценный опыт и сформировала уникальный морской объект. Почти все работы: от создания проектной документации до ввода в эксплуатацию морской ледостойкой платформы — выполнялись российскими компаниями. Также отличительной особенностью месторождения им. Ю. Корчагина является его связь с другими морскими объектами ЛУКОЙЛа поблизости. Актив стал базой для комплексного обустройства других залежей каспийского шельфа с единой транспортной структурой и береговыми сооружениями.

На запуске месторождения им. Ю. Корчагина Владимир Путин, занимавший тогда должность премьер-министра, даже символически "умылся" первой добытой нефтью из каски, наполненной главой ЛУКОЙЛа Вагитом Алекперовым, по традиции нефтяников. Заботясь о хрупкой природе региона, известного популяцией осетровых рыб, ЛУКОЙЛ разработал технологические решения по проведению геологоразведочных работ и бурению на основе технологии нулевого сброса, когда с платформы ничего не попадает в море. И промышленные, и бытовые отходы полностью транспортируются на берег для утилизации.

Осенью текущего года президент Владимир Путин участвовал в старте промышленной эксплуатации и другого месторождения ЛУКОЙЛа на Каспии — им. В. Филановского (открыто в 2005 году). Извлекаемые запасы нефти одного из флагманских проектов компании по категории С1 + С2 российской классификации оцениваются в 129 млн тонн нефти и 30 млрд куб. м газа. По размеру оно вполне сопоставимо с крупными залежами Западной Сибири — традиционного региона работы ЛУКОЙЛа и других российских компаний. Накопленные инвестиции на конец октября составили около 150 млрд руб., включая инвестиции в обустройство и разработку месторождения, транспортную инфраструктуру, переработку газа, нефтехимию и энергетику. Суммарный объем инвестиций в проект запланирован на уровне более 250 млрд руб.

Президент Союза нефтегазопромышленников России Геннадий Шмаль назвал запуск месторождения имени Филановского важнейшим событием в российской нефтегазовой отрасли в 2016 году.

Для обустройства были привлечены отечественные подрядчики — судостроительные верфи Астраханской области. Предполагается, что в 2018 году ежегодная добыча достигнет 6 млн тонн, что позволит ЛУКОЙЛу компенсировать снижение производства на зрелых участках Западной Сибири.

Витрина российских технологий

Еще одним перспективным регионом морской добычи ЛУКОЙЛа является Балтийское море. Там в 2004 году компания начала эксплуатационное бурение с морской ледостойкой стационарной платформы на месторождении Кравцовское, открытом еще в советское время. Геологические запасы нефти категорий С1 + С2 месторождения Кравцовское составили 21,5 млн тонн, извлекаемые запасы — 9,1 млн тонн. Бурение и добыча нефти ведутся с морской ледостойкой стационарной платформы, которая была построена на собственном заводе по производству стальных металлоконструкций ЛУКОЙЛа. Это первая добывающая платформа на российском шельфе, спроектированная и построенная силами отечественных проектных и производственных организаций. В 2014-2015 годах компания открыла четыре новых месторождения на шельфе Балтийского моря. В следующем году ЛУКОЙЛ планирует продолжить бурение поисково-оценочных скважин на пяти подготовленных перспективных структурах с прогнозными ресурсами 32,3 млн тонн.

Продемонстрировав свои навыки на виду у Европы и получив признание авторитетной Хельсинкской комиссии за экологически чистую добычу на Балтике, ЛУКОЙЛ получил квалификацию властей Норвегии для работы на местном шельфе.

В 2016 году компания приступила к реализации уже третьего проекта в Норвегии, получив 20-процентную долю в проекте по геологоразведке участка PL858 (включает семь блоков) на шельфе Баренцева моря. По условиям лицензии ЛУКОЙЛ в партнерстве с норвежскими Det Norske Oljeselskap (доля 40%; оператор проекта), Statoil и Petoro (у каждой по 20%) за три года должен пробурить на участке разведочную скважину глубиной 2,1 тыс. м. Первые лицензии на норвежском шельфе ЛУКОЙЛ получил еще в 2013 году. Компания владеет 30% в PL719 (с британской Centrica и North Energy) в Баренцевом море.

С нелегким паром

Современные технологии и инновации помогают ЛУКОЙЛу не только разведывать и разрабатывать морские участки и новые провинции, но и осваивать трудноизвлекаемые запасы, а также интенсифицировать производство на старых месторождениях. Один из важных центров работы компании в этом направлении — Денисовская впадина в Тимано-Печорской нефтяной провинции, располагающая немалыми ресурсами углеводородного сырья, большая часть которых приходится на нефть, в том числе высоковязкую. Но из-за снижения инвестиций добыча в регионе упала примерно в три раза, объемы разведочного бурения и того больше — в шесть-семь раз.

ЛУКОЙЛ, придя в Коми, начал разработку на не изученных ранее северных территориях. В 2015 году компания направила на геологоразведку в провинции 6,9 млрд руб., а прирост запасов составил почти 12 млн тонн нефти. Самым большим вызовом для компании, безусловно, стала разработка Усинского и Ярегского месторождений аномально вязких нефтей. Усинское месторождение с пермокарбоновой залежью с высоковязкой тяжелой нефтью, остаточные запасы которой составляют более 150 млн тонн,— основной актив "ЛУКОЙЛ-Коми". Это месторождение — одно из самых "возрастных" в Тимано-Печорской провинции: его освоение началось еще в 70-е годы прошлого века. В будущем доля тяжелой нефти в общем объеме добычи составит около 80%, поэтому уже сегодня здесь ведутся опытно-промышленные работы, направленные на повышение нефтеотдачи пластов. До 2017 года компания рассчитывает увеличить объемы закачки пара в пласт и довести уровень добычи по залежи до более чем 3,5 млн тонн нефти в год, для чего потребуется ввести в эксплуатацию новые скважины и парогенерирующие мощности.

ЛУКОЙЛ обладает компетенциями для применения сложнейших технологий при добыче нефти

Ярегский проект, в свою очередь, стал уникальным опытом для российских нефтяников сразу по нескольким параметрам. Это единственное месторождение в России, разработка которого ведется одновременно двумя способами: поверхностным и подземным (термошахтным). Компания ЛУКОЙЛ наладила промышленную добычу уникальной нефти Ярегского месторождения, компоненты которой востребованы в высокотехнологичных отраслях промышленности. Из уникальной, аномально вязкой нефти Ярегского месторождения производят химическую продукцию для космической индустрии, фармацевтики, дорожного строительства, ее используют при производстве арктического топлива.

Опытная эксплуатация Ярегской площади велась еще с 1932 года, а со второй половины 1930-х там пытались начать шахтную добычу, но, несмотря на все усилия советских инженеров, коэффициент извлечения нефти удалось довести всего до 4%. В 1990-е годы при низких ценах на нефть работы на проекте были свернуты. ЛУКОЙЛ получил лицензию на Ярегское месторождение весной 2003 года. И сегодня Ярега является крупнейшим проектом добычи нетрадиционной нефти ЛУКОЙЛа с доказанными запасами более 320 млн баррелей. Добыча нефти на месторождении уже сейчас составляет около 1 млн тонн в год, но компания планирует увеличить ее в несколько раз. В целом в 2017-2019 годах ЛУКОЙЛ планирует вложить в Республику Коми 188 млрд руб.

Глава российского подразделения французской Total Жак де Буассезон, выступая на конференции, посвященной презентации прогноза развития нефтегазовой отрасли ЛУКОЙЛа, отметил, что российская компания сегодня обладает необходимыми компетенциями для применения сложнейших технологий при добыче нефти, в том числе на залежах баженовской свиты.

На Север

В последние годы ЛУКОЙЛ утверждается в качестве глобального энергетического игрока. В рамках этой стратегии компания осенью запустила уникальное нефтегазоконденсатное Пякяхинское месторождение. Это ее второй проект на Большехетской впадине на Ямале — крупнейшем газовом активе. Месторождение имеет сложное геологическое строение, обусловленное наличием газовых шапок и нефтяных оторочек. Его разработка ведется в том числе с использованием сложных горизонтальных и многозабойных скважин, чтобы избежать прорывов газа в процессе разработки нефтяных оторочек. В 2017 году на месторождении планируется добыть 1,5 млн тонн нефти и 3 млрд куб. м газа.

На другом проекте Большехетской впадины, которая остается малоизученным районом,— Находкинском — ЛУКОЙЛ запустил добычу еще в 2005 году. Сейчас там ежегодно производится около 8 млрд куб. м газа — 89% от всей добычи компании в России. Это месторождение расположено на востоке Ямала в 32 км от побережья Тазовской губы и содержит 243 млрд куб. м газа и 4 млн тонн нефти. По данным компании, добыча газа на нем за все время освоения уже превысила 80 млрд куб. м.

ЛУКОЙЛ выходит на новые провинции и на суше, несмотря на то, что здесь запасов с каждым годом остается все меньше. Так, в конце 2015 года компания получила свою первую в Восточной Сибири лицензию — на Восточно-Таймырский участок в Красноярском крае. Но и тут ЛУКОЙЛу помог опыт работы на шельфе: конкурсная комиссия Роснедр выбрала проект ЛУКОЙЛа, оценив возможности компании в организации проектирования, строительства и эксплуатации морских нефтеотгрузочных терминалов в Арктике. Компания предложила за участок 1,9 млрд руб.— почти в 600 раз выше стартового платежа. Срок лицензии на пользование недрами составляет 27 лет.

Фактически этим участком ЛУКОЙЛ начал активно интересоваться после того, как компания не смогла участвовать в первом этапе распределения наиболее привлекательных участков арктического шельфа в 2012-2013 годах. По закону это право сегодня есть только у государственных компаний. Участвовать в аукционе ЛУКОЙЛ смог только после того, как в мае Роснедра разделили блок на морскую и сухопутную части.

В феврале компания приступила к выполнению первого этапа геологоразведочных работ на лицензионном участке в Красноярском крае. До 2020 года ЛУКОЙЛ планирует закончить 2D-сейсморазведку и пробурить две поисковые скважины на перспективных структурах. По итогам работ уточняются планы по дальнейшему освоению участка. Но уже сейчас компания активно инвестирует в новый для себя регион: в конце января президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов подписал соглашение о социальном сотрудничестве с администрацией Красноярского края в рамках проекта освоения Восточно-Таймырского участка. Планируется, что компания за три года вложит в социальную сферу Таймыра 350 млн руб.

Итоги за четверть века

К концу года с момента своего основания в 1991 году ЛУКОЙЛ добыл 2 млрд тонн нефти. Как отметил 8 ноября министр энергетики РФ Александр Новак в письме главе компании Вагиту Алекперову, "среди российских нефтяных компаний этот рубеж преодолен впервые, символично, что событие произошло накануне 25-летнего юбилея". Первую миллиардную тонну нефти ЛУКОЙЛ добыл спустя 15 лет после основания — в 2006 году, второй миллиард — через 10 лет. В компании отмечали, что ускорение темпов стало результатом инвестиций в расширение географии upstream-проектов и в повышение эффективности добычи. Во многом благодаря введенным в эксплуатацию месторождениям новой нефтяной провинции на шельфе Северного Каспия, а также расширению производства в Пермском крае, Республике Коми, Ямало-Ненецком автономном округе был достигнут этот рекорд.