лицензирование

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 и ведет постоянный мониторинг новых проектов и активов для приобретения.

Доказанные запасы углеводородов Компании на 1 января 2009 года составили 19,334 млрд барр. н. э., в том числе 14,458 млрд барр. нефти и 29,253 трлн фут3 газа. В 2008 году доказанныезапасыуглеводородовгруппы«ЛУКОЙЛ» снизились на 5,1% по сравнению с 2007 годом. С учетом добычи снижение составило 1,1%, при этом снижение запасов нефти составило 3,5%, а прирост по газу – 7,2%.

Оценка запасов углеводородов в 2008 году проходила в условиях резко ухудшившейся конъюнктуры мировых товарно-сырьевых рынков. Цена нефти сорта

Доказанные запасы нефти,

млрд барр.

21

годовой отчет

2008

Доказанные запасы углеводородов,

млрд барр. н. э.

2008 19,334

Доказанные запасы газа,

трлн фут3

Юралс составила на дату оценки 34,8 долл./барр. против 93,7 долл./барр. годом ранее. Снижение цены нефти в 2,7 раза отразилось на экономической целесообразности разработки части запасов Компании и привело к тому, что 1,1 млрд барр. н. э. были переведены из доказанных запасов в ресурсы. Однако данные запасы не предусмотрены к вводу в разработку в ближайшее время, и их списание не повлияет на текущие планы Компании. При росте цен на нефть Компания ожидает возврата большей части выбывших по экономическим причинам запасов в категорию доказанных.

Частично снижение запасов в результате пересмотра оценок и добычи углеводородов было нивелировано эффектом от органического прироста запасов и прироста в результате приобретений.

В 2008 году прирост доказанных запасов углеводородов в результате геолого-разведочных работ и получения новых данных при эксплуатационном бурении составил 601 млн барр. н. э. (529 млн барр. нефти, 435 млрд фут3 газа). Таким образом, органический прирост запасов компенсировал около 74% добычи углеводородов (в том числе 75% по нефти и 63% по газу). Основной органический прирост доказанных запасов нефти был получен в Западной Сибири (73% от суммарного прироста) иТимано-Печоре (12% от суммарного прироста). По доказанным запасам газа основной органический прирост был получен в Ямало-Ненецком автономном округе (47% от суммарного прироста) и по международным проектам Кандым – Хаузак – Шады и Шах-Дениз (27% от суммарного прироста).

Приобретение 100%-ой доли в СРП по месторождениям Юго-Западного Гиссара и Устюртского региона в Республике Узбекистан увеличило доказанные запасы Компании на 250 млн барр. н. э.

По объемам доказанных запасов углеводородов Компания продолжает оставаться одним из лидеров среди российских и международных компаний. Обеспеченность текущей добычи углеводородов группы «ЛУКОЙЛ» доказанными запасами составляет 24 года. По нефти данный показатель равен 21, по газу – 43 годам.

Основная часть доказанных запасов нефти Компании расположена в Западной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Предуралье. Основная часть доказанных запасов газа расположена в Большехетской впадине, Узбекистане и Каспийском регионе. 54% доказанных запасов Компании относятся к категории «разрабатываемые» (в том числе 63% запасов нефти и 27% запасов газа). Такая структура запасов отражает высокий потенциал наращивания добычи Компании в среднесрочной перспективе, и в особенности – добычи газа.

Основная часть доказанных запасов Компании относится к традиционным запасам. Лишь около 4% доказанных запасов углеводородов Группы приходится на высоковязкую нефть и 8% – на шельфовые месторождения. Подобная структура позволяет Компании эффективно контролировать затраты на разработку запасов и быстро вводить новые месторождения в эксплуатацию.

Главной задачей геолого-разведочных работ, проводимых группой «ЛУКОЙЛ», является восполнение добычи углеводородов запасами промышленных категорий, а также подготовкасырьевойбазыдляскорейшейорганизациидобычи иобеспеченияееускоренногороставперспективныхрегионах (Тимано-Печора, Северный Каспий, Большехетская впадина). При проведении геолого-разведочных работ Компания уделяет особое внимание применению современных технологий, что позволяет значительно повысить эффективность геологоразведки.

Основные объемы геолого-разведочных работ на нефть

игаз были сконцентрированы в Западной Сибири, Пермском крае, Волгоградской области,Тимано-Печоре

ина акватории Каспийского моря.

В 2008 году для выявления и детализации структур, а также для подготовки к заложению поисковоразведочных скважин на перспективных объектах Компания выполнила 6 266 км сейсморазведочных работ 2D и 2 973 км2 сейсморазведочных работ 3D. За

Колумбия

Венесуэла

Кот-д’Ивуар

Гана

Египет

Калининград

Распределение разведочного бурения по регионам

(2008)

18,0%

Международные

проекты

Большехетская впадина

6,0%

Предуралье

11,3% 12,0%

Поволжье Тимано-Печора

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 разведочного бурения в среднем по Группе последние 5 лет превышает 70%.

Объемэлектроразведкисоставил3603км.Вертикальное сейсмическое профилирование, позволяющее детализировать геологическое строение вокруг уже пробуренной скважины, было выполнено на 15 скважинах. Проходка в разведочном бурении в 2008 году составила 150,4 тыс. м, эффективность разведочных работ – 929 т у. т. на метр проходки в бурении. За год закончена строительством 51 поисково-разведочная скважина, из них продуктивных – 31. Успешность поисковоразведочного бурения составила 61%.

В 2008 году было открыто 8 новых месторождений – Винниковское (Пермский край), Нирмалинское (Ненецкий АО), Северо-Алексеевское и Авиловское (Волгоградская область), Западно-Ракушечное и Центральное (акватория Каспийского моря), ЛонгЮганское (Ямало-НенецкийАО), Восточно-Дружбинское (Татарстан). Кроме того, компания LUKSAR, совместное предприятие Группы и Saudi Aramco, открыла скопление углеводородов (газа и конденсата) в центральной части Блока А в Саудовской Аравии. Полученные результаты

Затраты на геологоразведку,

млн долл.

2008 679

2007 558

2006 479

требуют дальнейшей оценки. Было открыто также 18 новых залежей на ранее открытых месторождениях.

В результате геолого-разведочных работ по российской классификации группа «ЛУКОЙЛ» прирастила извлекаемые промышленные запасы углеводородов в объеме 125 млн т у. т. по проектам в России. При этом увеличение доказанных запасов по международным стандартам в результате геолого-разведочных работ и получения дополнительной информации при осуществлении эксплуатационного бурения составило 601 млн барр. н. э. Затраты группы «ЛУКОЙЛ» на проведение геологоразведочных работ в 2008 году составили 679 млн долл.

Основной прирост запасов жидких углеводородов в результате геолого-разведочных работ был получен на акватории Каспийского моря, в Западной Сибири, Тимано-Печоре и Пермском крае. Основной прирост запасов газа был получен на Каспии, в Западной Сибири и за рубежом – по проектам в Узбекистане и Казахстане.

россия

В 2008 году проходка в разведочном бурении на территории России составила 123,6 тыс. м, объем сейсморазведочных работ 2D – 4 724 км, объем сейсморазведочных работ 3D – 2 779 км2. Затраты на геологоразведку составили 322 млн долл.

Западная Сибирь

Ханты-Мансийский автономный округ

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

Проходка в разведочном бурении,

тыс. м

2008 150

2006 162

В 2008 году проходка в разведочном бурении составила 63 тыс. м. Закончено строительством 20 скважин, из них 14 продуктивных. Коэффициент успешности разведочного бурения составил 70%. Выполнены сейсморазведочные работы 2D в объеме 260 км на Березовском-24 лицензионном участке с целью выявления и подготовки объектов под глубокое бурение. Объем сейсморазведочных работ 3D в регионе составил 1 610 км2. Основные объемы работ проводятся в периферийных частях крупных месторождений, с которыми связаны перспективы уточнения контуров нефтегазоносности и прогноз нефтенасыщенных толщин для подготовки к эксплуатационному бурению. По результатам проведения сейсморазведочных работ 3D и разведочного бурения получены приросты запасов на Покачевском, Северо-Кочевском, Западно-Покамасовском и НонгЕганском месторождениях. На территории региона в 2008 году было открыто 5 новых залежей на ранее открытых месторождениях. Доказанные запасы нефти Компании в Ханты-Мансийском автономном округе с учетом добычи снизились на 4,6%. Однако по ряду месторождений получен существенный прирост запасов.

На Северо-Покамасовском месторождении при испытании скважины из юрских отложений был получен фонтанный приток нефти дебитом 0,5 тыс. барр./сут. Доказанные запасы месторождения были увеличены на 300 тыс. барр.

При тестировании разведочных скважин на Нивагальском, Тевлинско-Русскинском и Шаимском месторождениях были получены притоки нефти дебитом 0,13 тыс. барр./сут, 0,18 тыс. барр./сут и 0,17 тыс. барр./сут соответственно.

На небольшом Апрельском месторождении закончена строительством скважина №6, получен приток безводной нефти дебитом 0,2 тыс. барр./сут. В результате доказанные запасы месторождения увеличились почти на 50%. Продолжались работы по расконсервации, переиспытанию и интенсификации притока из ранее пробуренных поисковых и разведочных скважин на Апрельском, Большом, Ольховском и Средне-Назымском лицензионных участках. Получены притоки нефти дебитами 0,1–0,2 тыс. барр./сут.

Ямало-Ненецкий автономный округ

Сейсморазведка 2D,

ВкмЯмало-Ненецком автономном округе в рамках

программы ускоренного роста добычи газа ЛУКОЙЛ занимается освоением запасов Большехетской впадины, а также Северо-Губкинского, Присклонового, ЮжноТарасовского нефтегазоконденсатных месторождений и Урабор-Яхинского и Ванско-Намысского участков.

В2008 году в регионе было пробурено 7 тыс. м разведочных скважин.

Врезультате испытания пробуренных ранее разведочных скважин и проведения сейсморазведочных работ 3D получен прирост запасов конденсата и свободного газа на Южно-Мессояхском месторождении (запасы увеличены на 12%, или на 55 млн барр. н. э.).

Вотчетном году закончено строительство разведочной скважины на Пякяхинском месторождении. В скважине проведено испытание 11 объектов в породах нижнего и верхнего мела. По результатам испытания были получены притоки нефти (до 0,3 тыс. барр./ сут) и газа (до 178 тыс. м3/сут) с конденсатом (до 0,1 тыс. барр./сут). Было закончено также бурение разведочной скважины на Северо-Хальмерпаютинском месторождении.

Были закончены работы по ликвидации осложнения при бурении поисковой скважины на Хальмерпаютинском месторождении, ведется подготовка к ее испытанию.

В 2008 году были выполнены полевые электроразведочные работы на Хальмерпаютинском и Пякяхинском лицензионных участках в объме 300 км. В настоящее время завершается камеральная обработка полученных результатов.

По состоянию на конец 2008 года доказанные запасы газа на месторождениях Компании в Большехетской впадине составили 13,1 трлн фут3 (45% от доказанных запасов газа группы «ЛУКОЙЛ»).

Геолого-разведочная деятельность Группы в ЯмалоНенецком автономном округе не ограничивалась территорией Большехетской впадины. В 2008 году

Сейсморазведка 3D,

км2

поисковой скважиной №95 на Лонг-Юганском лицензионном участке получен приток нефти и открыто новое Лонг-Юганское месторождение. Кроме того, на Лензитском лицензионном участке были выполнены сейсморазведочные работы 2D в объеме 400 км.

Тимано-Печора

Тимано-Печорская провинция (Ненецкий автономный округ и Республика Коми) является перспективным регионом нефтедобычи для Компании. Регион является малоизученным и обладает высоким потенциалом открытия новых запасов. В 2008 году Компания уделяла большоевниманиегеолого-разведочнымработамвэтом регионе. Сейсморазведочные работы 2D проведены в объеме 510 км. По результатам работ будут подготовлены к глубокому бурению в 2009 году 9 структур, в том числе Северо-Баяндыская, Восточно-Ламбейшорская, Южно-Баяндыская и др. Сейсморазведочные работы 3D проведены в объеме 589 км2 на Баяндыском, Усинском, Аресском, Южно-Кыртаельском, Ошском месторождениях с целью уточнения геологических моделей залежей, а также на Западно-Кыртаельской и Хоромагинской площадях для уточнения структурных построений под заложение поисковых скважин.

Объем разведочного бурения составил 18 тыс. м. В результате проведения геолого-разведочных работ в 2008 году в регионе было открыто одно новое месторождение и четыре залежи на ранее открытых месторождениях. Основной прирост запасов нефти с учетом добычи получен на Баяндыском (+8%), Кыртаельском (+26%) и на Леккерском (+42%) месторождениях.

В Республике Коми Компания проводила геологоразведочные работы в Денисовской, Ижма-Печорской впадинах и на Колвинском валу. Завершены бурением 8 скважин, 4 из них продуктивные.

На открытом в конце 2007 года Баяндыском месторождении была закончена строительством разведочная скважина №2. При ее тестировании получен приток нефти максимальным дебитом 1,4 тыс. барр./сут. При испытании скважины №5 получен приток сильногазированной нефти дебитом 2,7 тыс. барр./сут, что подтвердило нефтегазоносность верхнедевонских карбонатных отложений Верхнебаяндыского купола.

Врезультате бурения скважины №16 на Щельяюрском месторождении получен фонтанный приток нефти дебитом 0,8 тыс. барр./сут.

Бурение скважины на Макарьель-Низевой площади Ижма-Печорской впадины не привело к открытию новых запасов, скважина была ликвидирована по геологическим причинам.

В Ненецком автономном округе были возобновлены работы по испытанию скважины №1 Нирмалинская. Был получен приток нефти дебитом 0,6 тыс. барр./сут. Открыто Нирмалинское месторождение с запасами категории С1+С2 по российской классификации в 0,2 млн т.

Закончена бурением поисковая скважина №27 Ошская. В процессе бурения испытаны вскрытые старооскольские отложения, получен приток нефти дебитом 1,9 тыс. барр./сут.

В рамках деятельности ООО «Нарьянмарнефтегаз» (совместное предприятие группы «ЛУКОЙЛ» и компании ConocoPhillips) были закончены работы по повторному испытанию скважин №63 и 65 ЗападноЛекейягинского месторождения с целью уточнения добычных возможностей отложений нижнего девона. При расконсервации скважины №40 СевероСарембойской после проведения соляно-кислотной обработки получен приток нефти максимальным дебитом 0,7 тыс. барр./сут.

Предуралье

Для Компании Предуралье является традиционным регионом добычи, который характеризуется высокой степенью разведанности запасов. Для решения основных геологических задач в 2008 году в регионе было отработано 493 км2 сейсмопрофилей 3D. По результатам работ подготовлены к глубокому бурению Симонятская, Лисьинская и Северо-Бугровская структуры. Проходка в разведочном бурении составила 9 тыс. м. В основном работы по разведочному бурению с целью открытия новых месторождений и прироста запасов нефти проводились вблизи объектов с установленной промышленной нефтеносностью.

По результатам испытания скважин, пробуренных на Харитоновской структуре, получены промышленные притоки нефти максимальным дебитом 0,5 тыс. барр./сут и открыто Винниковское месторождение.

Кроме того, было открыто 8 залежей на ранее открытых месторождениях.

Поволжье (суша)

Поволжье также является традиционным регионом добычи углеводородов для группы «ЛУКОЙЛ». Этот регион хорошо изучен с геологической точки зрения.

В 2008 году здесь (в Волгоградской и Астраханской областях) было выполнено 2 360 км сейсморазведочных работ 2D с целью подготовки объектов под глубокое бурение. Проходка в разведочном бурении составила

Увеличение/открытие новых запасов углеводородов,

млн барр. н. э.

11 тыс. м. В 2008 году к глубокому поисковому бурению было подготовлено четыре структуры, а также выявлено 13 новых структур, подлежащих детализации.

Врезультате проведенных работ было открыто 2 месторождения.

Вотчетном году поставлены на баланс запасы нефтегазоконденсатного Северо-Алексеевского месторождения, открытого в 2007 году на Левобережной структуре. Вероятные запасы месторождения на конец 2008 года составляют 2,5 млн барр. нефти и 6,3 млрд фут3 газа. Кроме того, зависимое общество одной из организаций Группы ООО «Волгодеминойл» открыло Авиловское месторождение в Волгоградской области. Доля Группы в доказанных запасах месторождения на конец 2008 года составляет 104 тыс. барр. нефти и 1,6 млрд фут3 газа.

Впределах Пойменного лицензионного участка (Астраханская область), где расположено гигантское Центрально-Астраханское газоконденсатное месторождение, продолжалось бурение разведочной скважины №2 Центрально-Астраханская с целью уточнения строения месторождения и перевода запасов в промышленные категории. Проходка с учетом бурения второго ствола составила 5 913 м, на глубине 4 242 м вскрыта кровля продуктивного башкирского горизонта, опробование скважины намечено на 2 квартал 2009 года. Запасы Центрально-Астраханского месторождения по категориям «вероятные» и «возможные» по состоянию на начало 2009 года оценивались в 10,0 трлн фут3 газа и 1,2 млрд барр. конденсата, что сопоставимо с запасами такого месторождения, как Карачаганак в Казахстане. Газ Центрально-Астраханского месторождения отличается очень высоким содержанием сероводорода. Однако современные технологии позволяют решить эту проблему, о чем свидетельствует опыт ОАО «Газпром» в области разработки Астраханского месторождения, расположенного рядом с ЦентральноАстраханским. Поэтому Центрально-Астраханское месторождение является одним из основных источников наращивания добычи газа Компанией после 2012 года.

В2008 году были закончены строительством скважины

Электроразведка,

км

28

годовой отчет

2008

№3 и №4 Даниловские, пробуренные в пределах Южно-Болдыревской и Северо-Становой структур на Березовском лицензионном участке. В скважине №3 получен небольшой приток нефти и пластовой воды, скважина законсервирована. Скважина №4 ликвидирована без спуска эксплуатационной колонны по причине отсутствия коллекторов в верхнедевонских отложениях. В декабре начата бурением скважина №7 Ольховская на Степном месторождении.

Прирост запасов нефти в регионе произошел благодаря переводу запасов в категорию «доказанные» на Речном месторождении и в результате открытия Северо-Алексеевского и Авиловского месторождений.

В Республике Татарстан поисковой скважиной на Восточно-Дружбинском поднятии Мензелинского лицензионного участка открыто новое месторождение. Получен приток нефти дебитом 0,1 тыс. барр./сут.

На Агрызском и Мензелинском лицензионных участках выполнены сейсморазведочные работы 2D в объеме 470 км с целью уточнения геологического строения участков, выявления и подготовки объектов под глубокое бурение.

Северный Каспий

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

Основной объем геолого-разведочных работ на акватории Каспия был сосредоточен на уточнении геологического строения месторождений углеводородов в пределах Северного, Центрально-Каспийского и Восточно-Ракушечного лицензионных участков.

На месторождении им. В. Филановского получен небольшой прирост запасов углеводородов в результате бурения в 2007 году разведочной скважины №6 и выполнения сейсморазведочных работ 3D в 2007–2008 годах.

В рамках деятельности ООО «Каспийская нефтяная компания», в которой организации группы «ЛУКОЙЛ» принадлежит 49,89% (49,89% у дочернего общества ОАО «Роснефть», оставшаяся доля у ОАО «Газпром»), была пробурена первая поисковая скважина ЗападноРакушечная глубиной 1 500 м. По результатам бурения скважины выявлена промышленная нефтегазоносность отложений неокомского и аптского ярусов нижнего мела. При испытании этих горизонтов получены промышленные притоки нефти. Открыто новое месторождение с вероятными и возможными запасами в 64 млн барр. нефти и 33 млрд фут3 газа (доля Компании – 32 млн барр. и 16 млрд фут3 соответственно).

В рамках деятельности ООО «ЦентрКаспнефтегаз», доля ОАО «ЛУКОЙЛ» в котором составляет 50% (50% принадлежит ОАО «Газпром»), на структуре Центральная закончено бурение поисковой скважины глубиной 2 758 м. При испытании получен приток нефти дебитом 0,7 тыс. барр./сут и 70,5 тыс. м3/сут газа. Открыто нефтегазоконденсатное месторождение, вероятные и возможные запасы жидких углеводородов

– 736 млн барр. (доля Компании – 368 млн барр.), газа – 2,5 трлн фут3 (доля Компании – 1,2 трлн фут3). В 4 квартале 2008 года начаты сейсморазведочные работы 3D, которые планируется завершить в 2009 году. В соответствии с Соглашением между Россией и Казахстаном о разграничении дна северной части Каспийского моря в целях осуществления суверенных прав на недропользование и Протоколом к нему Российская Федерация осуществляет суверенные права на недропользование на структуре Центральная, а в случае обнаружения коммерческих запасов ее разработка будет вестись Россией и Казахстаном на паритетной основе.

Азовское море

В рамках деятельности ООО «НК «Приазовнефть», доля организации группы «ЛУКОЙЛ» в котором составляет 42,5% (42,5% у дочернего общества ОАО «Роснефть» и 15% у Фонда государственного имущества Краснодарского края), было завершено бурение поисковой скважины на структуре Геленджикская. Забой на конец года составил 3 180 м. Скважина ликвидирована без испытаний по геологическим причинам в связи с отсутствием залежей в отложениях чокракского яруса, определенного по данным геофизического исследования. Были также проведены сейсморазведочные работы 2D в объеме 260 км (доля Группы). В 2007 году

ООО «НК «Приазовнефть» открыло месторождение Новое в акватории Азовского моря, впервые подтвердив высокие перспективы его шельфа.

Калининградская область

В2008 году Компания проводила геолого-разведочные работы как на суше Калининградской области, так и на шельфе Балтийского моря.

В2008 году выполнены сейсморазведочные работы 2D на суше в объеме 254 км и на шельфе Балтийского моря в объеме 210 км. В результате подготовлены к глубокому бурению три структуры на суше и одна на шельфе (Д6 Южная).

Проходка в разведочном бурении составила 6 тыс. м. Пробурены поисковые скважины №1 Дубровская и № 1 Правдинская. Залежей нефти не обнаружено, скважины ликвидированы по геологическим причинам.

Прирост запасов нефти (80 тыс. барр.) получен на Домновском месторождении по результатам поискового бурения 2007 года.

Международные проекты

Врамках стратегии интенсивного развития международной деятельности в бизнес-сегменте «Геологоразведка и добыча» основной задачей геологоразведочных работ, проводимых Группой за рубежом, является подготовка сырьевой базы для скорейшей организации добычи. В 2008 году проходка в разведочном бурении по проектам, в которых участвует Группа, составила 26,8 тыс. м. Доля Группы в объеме сейсморазведочных работ 2D по международным проектам составила 1 542 км, 3D – 194 км2. Затраты на геологоразведку составили 357 млн долл.

Втечение 2008 года группа «ЛУКОЙЛ» участвовала в 15 геолого-разведочных проектах за пределами России – в Азербайджане, Колумбии, Казахстане, Саудовской Аравии, Узбекистане, Венесуэле, Кот-д’Ивуаре и Гане.

Группа «ЛУКОЙЛ» ведет непрерывный мониторинг возможностей участия в новых перспективных международных проектах.

Крупнейшим приобретением группы «ЛУКОЙЛ» в 2008 году стала компания SNG Holdings Ltd., которая владеет 100%-ой долей в СРП по месторождениям ЮгоЗападного Гиссара и Устюртского региона в Республике Узбекистан. В соответствии с СРП лицензия на проведение геологоразведки, включая поисково-оце- ночные работы на Караумбетовском и Шуманайском

29

годовой отчет

2008

инвестиционных блоках Центрального Устюрта и доразведку контрактной территории на Юго-Западном Гиссаре, выдана на 5 лет (см. раздел «Приобретение активов» на стр. 18).

В2008 году Компания завершила сделку с компанией Vanco Energy по приобретению доли участия в проекте Cape Three Points Deep Water (Республика Гана) и получила продление разведочного периода по проекту до конца апреля 2009 года (в апреле 2009 года достигнуто соглашение о продлении разведочного периода на 3 года с возможностью двукратного дополнительного продления по 1 году). Кроме того, утверждено местоположение первой поисковой скважины, начало бурения которой запланировано на 2 квартал 2009 года.

В2008 году компания LUKSAR, совместное предприятие Группы и Saudi Aramco, открыла скопление углеводородов (газа и конденсата) в центральной части Блока А в Саудовской Аравии. Полученные результаты требуют дальнейшей оценки. Кроме того, закончено строительство еще 4 скважин, которые были ликвидированы без испытаний в связи с отсутствием нефтегазоперспективных объектов. Завершен проект по поиску технологий для успешной коммерциализации запасов проекта.

По блоку CI-205 в Кот-д’Ивуаре подготовлен паспорт структуры Западная. Утверждено местоположение первой поисковой скважины.

По блокам CI-401 и CI-101 выполнена обработка материалов сейсморазведки 2007 года.

По проекту Кондор в Колумбии закончена бурением скважина Ленгупа–1. В процессе ее строительства отмечены признаки наличия углеводородов (люминесценция), получены притоки пластовой воды с признаками нефти. Промышленных притоков нефти получено не было, в результате чего скважина была ликвидирована. Также по проекту начаты работы по проведению сейсморазведки 3D, которые будут завершены в 2009 году.

По месторождению Медина, открытому в 2006 году, произведена оперативная оценка запасов нефти на основе переинтерпретации данных бурения и испытания скважины Гуавио-1.

В казахстанской части акватории Каспийского моря по проекту Аташский была пробурена первая разведочная скважина, однако она не выявила залежей углеводородов и была ликвидирована по геологическим причинам. По итогам бурения было уточнено геологическое строение района.

По проекту Тюб-Караган выполнялись научноисследовательские работы по бассейновому моделированию, построена модель истории формирования современного структурного плана структуры Тюб-

Караган. В конце 2008 года подписано Дополнение к СРП на период разведки в 2009–2010 годах.

По блокам Жамбай Южный и Южное Забурунье выполнена переинтерпретация сейсмических данных, по результатам которой уточнена сейсмогеологическая модель, подтверждены ранее выявленные структуры. Определена первоочередная структура под глубокое бурение – Едил Северный и утверждена точка заложения первой разведочной скважины проектной глубиной 1 850 м.

В Узбекистане по Кунградскому блоку (часть проекта Кандым – Хаузак – Шады) были выполнены полевые сейсморазведочные работы 2D в объеме 1 142 км. По результатам интерпретации данных в середине 2009 года планируется принятие решения о продлении срока разведочных работ на участке Кунград.

По проекту Юго-Западный Гиссар, приобретенному в отчетном году, на месторождении Южный Кызылбайрак выполнены сейсморазведочные работы 3D в объеме 87 км2. Выполнены обработка и интерпретация сейсморазведочных данных 3D и геологическое моделирование. По результатам работы уточнена структурно-тектоническая модель месторождения Южный Кызылбайрак, построены структурные карты по основным отражающим горизонтам, выделены перспективные объекты. По результатам структурных построений и на основе предварительной геологической модели проведена корректировка местоположений устьев и траекторий бурящихся наклонно направленных эксплуатационных скважин на месторождении.

По лицензионной территории Устюртского региона выполнены оцифровка, переобработка и переинтерпретация сейсмических материалов прошлых лет в объеме 250 км. Предложено изменение схемы расположения проектных профилей сейсморазведки 2D на Шуманайском и Караумбетовском лицензионных блоках с учетом уточнений геологического строения территории блоков. Работы будут завершены в 2009 году.

По проекту Арал в узбекской части Аральского моря Консорциум инвесторов (доля ОАО «ЛУКОЙЛ» – 20%) выполнил полевые сейсморазведочные работы 2D в объеме 2 005 км. В настоящее время интерпретация 2D сейсмических данных на западной и центральной частях Контрактной площади находится на стадии завершения. По предварительным результатам интерпретации сейсмических данных в пределах Контрактной площади выделены перспективные для поиска нефти и газа объекты – Западный Арал, Умид и Северный Умид.

По проекту D-222 (часть структуры Ялама-Самур, расположенная в акватории Каспийского моря) закончена бурением вторая поисковая скважина. Впервые группа «ЛУКОЙЛ» проводила бурение при глубине моря 665 м. Скважина ликвидирована по геологическим причинам в связи с отсутствием нефтегазоперспективных объектов. Кроме того, закончены научно-исследовательские работы по анализу геолого-геофизических материалов по структуре Ялама-Самур.

По проекту Хунин-3 в Венесуэле подписано Соглашение о совместном изучении и анализе возможных бизнессхем разработки блока сроком на два года.

В 2008 году ОАО «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Газпром», «Сургутнефтегаз» и «ТНК-ВР» на паритетных началах создали ООО «Национальный Нефтяной Консорциум» (ННК). Цель ННК – работа в нефтегазовом комплексе Латинской Америки. В рамках межправительственного соглашения между Россией и Венесуэлой достигнута договоренность о содействии правительств в создании СП между PDVSA и ННК для работы на блоке Хунин-6. Кроме того, ННК рассматривает возможность участия в реализации перспективных нефтегазовых проектов на Кубе и в Никарагуа.

извлекаемых запасов, а также ограничениями энергоснабжения нефтедобычи этого региона со стороны поставщиков электроэнергии. Компания планирует ослабить негативное влияние указанных факторов на процесс добычи нефти в Западной Сибири за счет как применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов, так и строительства собственных энергогенерирующих мощностей.

В 2008 году в рамках реализации программы стратегического развития Компания продолжала активные работы по обустройству и вводу в разработку новых месторождений. В середине 2008 года группа «ЛУКОЙЛ» ввела в эксплуатацию Южно-Хыльчуюское нефтяное месторождение – крупнейшее месторождение Компании в Тимано-Печоре.

Большое внимание в отчетном году было уделено подготовке и строительству объектов обустройства месторождений Северного Каспия. Благодаря усиленному контролю со стороны Компании и четкой организации работ в 2009 году планируется ввод нефтегазоконденсатного месторождения им. Ю. Корчагина – первого из целой группы месторождений, расположенных в российской части акватории Каспийского моря.

Врамках реализации «Комплексной программы оптимизации разработки и добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2006–2008 годы» Компания продолжала работать над повышением эффективности разработки месторождений и сокращением эксплуатационных затрат. Для выполнения программы добычи нефти в 2008 году добывающими обществами группы «ЛУКОЙЛ» был осуществлен комплекс мероприятий по повышению производительности добывающих скважин и нефтеотдачи пластов. Затраты на разработку месторождений составили 7 288 млн долл.

В2008 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществлялась на 370 месторождениях. За год в разработку введено 11 новых месторождений: Южно-Хыльчуюское, Ярейюское, Южно-Юрьяхинское, Баяндыское (Тимано-Печора), Новомостовское, Западно-Тугровское (Западная Сибирь), Северо-Алексеевское, Восточно-Дружбинское

Распределение эксплуатационного бурения по регионам (2008)

16,6%

Международные

проекты

1,3%

0,1% Прочие Поволжье

3,8%

Предуралье

6,5%

Тимано-Печора

71,7%

Западная Сибирь

(в том числе Большехетская впадина)

(Поволжье), Абрамовское, Тартинское, Сагринское (Предуралье). В отчетном периоде на 17 месторождениях Группы добыча нефти выросла по сравнению с предыдущим 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 Группы более чем на 1 млн т: Кечимовском и Нивагальском в Западной Сибири, Кыртаельском и Пашшорском в Тимано-Печоре.

По состоянию на 01.01.2009 эксплуатационный фонд нефтяных скважин Компании составил 29,42 тыс. скважин (в том числе дающих продукцию – 25,11 тыс.), фонд водонагнетательных скважин – 9,55 тыс. (в том числе под закачкой – 7,05 тыс.). По сравнению с 2007 годом эксплуатационный фонд нефтяных скважин вырос на 3,3%, что связано с наращиванием объемов эксплуатационного бурения. Доля неработающего фонда в эксплуатационном несколько снизилась по сравнению с концом 2007 года и составила 14,6%. Средний дебит нефтяных скважин по проектам, в которых участвует Группа, составил 14,2 т/сут. Следует отметить, что в отчетном году дебит скважин несколько снизился в результате объективных изменений в структуре извлекаемых запасов Компании.

Проходка в эксплуатационном бурении в 2008 году составила 3 572 тыс. м, что на 20% больше по сравнению с 2007 годом. В суммарном объеме эксплуатационного

Ввод в эксплуатацию новых месторождений,

шт.

2008 11

2007 13

2006 11

переведены на механизированный способ добычи. На месторождениях Компании продолжилось активное применение методов повышения нефтеотдачи пластов. Было проведено 5 376 операций по воздействию на продуктивные пласты физическими, химическими, гидродинамическими и тепловыми методами (см. раздел «Технологии в сфере геологоразведки и добычи» на стр. 80). Дополнительная добыча нефти за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов в России составила 23 млн т, или почти 26% от суммарной добычи Группы в стране.

Россия

Добыча группой «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2008 году составила 89 945 тыс. т нефти, в том числе дочерними обществами было добыто 89 646 тыс. т. По сравнению с 2007 годом добыча на территории России снизилась на 1,3%.

В 2008 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» на территории России осуществлялась на 343 месторождениях. Эксплуатационное бурение составило 2 981 тыс. м, что на 12,9% больше по сравнению с 2007 годом. Эксплуатационный фонд скважин на конец 2008 года составлял 28,10 тыс. скважин, в том числе 23,96 тыс., дающих продукцию. В 2008 году были введены 1 183 новые скважины.

62,5% добычи группы «ЛУКОЙЛ» на территории России пришлось на Западную Сибирь. Добыча в регионе несколько снизилась по сравнению с 2007 годом и составила 56,19 млн т. Дефицит электроэнергии привел к технологическим потерям и недостаточным объемам закачки воды для поддержания пластового давления. В результате ограничений энергоснабжения Компании пришлось сократить программу геолого-технических мероприятий за счет исключения из нее наименее эффективных с технико-экономической точки зрения мер. Компания решает проблему энергообеспечения собственных месторождений путем строительства малых электростанций, работающих преимущественно на попутном нефтяном газе (см. раздел «Энергетика» на стр. 61).

Основные усилия Компании в Западной Сибири направлены на сдерживание естественного снижения добычи, которое связано с длительным периодом разработки основной части месторождений Компании в Западной Сибири и достаточно высоким уровнем выработанности их запасов. При этом некоторые месторождения Компании обладают значительным потенциалом роста добычи. Так, примером тому являются

Кечимовское и Нивагальское месторождения, на которых в 2008 году были получены рекордные приросты добычи нефти.

Добыча нефти на Кечимовском месторождении, введенном в эксплуатацию в 1995 году, выросла по сравнению с 2007 годом на 32,5%, до 968 тыс. т. Увеличение добычи было обеспечено за счет эксплуатационного бурения: в эксплуатацию введена 81 новая скважина со средним дебитом 27 т/сут нефти, в том числе 19 горизонтальных со средним дебитом 38,7 т/сут. Кроме того, на росте добычи благоприятно сказались высокие дебиты скважин, введенных в 2007 году (21 скважина со средним дебитом 54 т/сут) и отработавших в отчетном периоде целый год. В 2008 году на месторождении пробурено 8 вторых стволов, на 4 скважинах выполнен гидроразрыв пласта. Продолжалась работа и по формированию системы поддержания пластового давления: в отчетном году введено под закачку 36 новых нагнетательных скважин. Кечимовское месторождение является одним из крупнейших инвестиционных проектов Компании в Западно-Сибирском регионе: проектный фонд скважин, оставшийся для бурения, по состоянию на 01.01.2009 составил 617 скважин, в том числе 466 нефтяных и 151 нагнетательную скважину. В ближайшей перспективе планируется сохранение высоких темпов эксплуатационного бурения и, как следствие, дальнейшее увеличение уровней добычи нефти по месторождению.

Добыча нефти на Нивагальском месторождении, введенном в эксплуатацию в 1985 году, выросла на 22,7%, до 1,63 млн т. Основной прирост добычи связан с вводом из бурения 21 новой добывающей скважины, в том числе 15 горизонтальных. Средний дебит по новым скважинам составил 39,2 т/сут нефти. С целью оптимизации системы поддержания пластового давления и увеличения компенсации отбора жидкости закачкой воды введено под закачку 17 нагнетательных скважин.

В 2008 году Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция обеспечила прирост добычи Компании более чем на 2 млн т. Добыча в этом регионе составила 16,69 млн т. В результате доля региона в суммарной добыче Группы в России увеличилась с 16 до 19%.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин,

тыс. шт.

Столь резкий рост произошел благодаря совместному с ConocoPhillips вводу в эксплуатацию крупнейшего месторождения Компании в Тимано-Печоре – ЮжноХыльчуюского, добыча на котором превысила 1,5 млн т (почти 60 тыс. барр./сут) (см. стр. 33). Всего в 2008 году вТимано-Печоре были введены в эксплуатацию 4 месторождения. Тимано-Печора является основным регионом роста добычи группы «ЛУКОЙЛ» в среднесрочной перспективе. Компания прилагает все усилия для скорейшего ввода в разработку крупных запасов этого региона. Это позволит компенсировать естественное снижение добычи нефти Группой в традиционных регионах.

Добыча нефти ООО «Нарьянмарнефтегаз» (совместное предприятие группы «ЛУКОЙЛ» и компании ConocoPhillips) благодаря вводу Южно-Хыльчуюского месторождения на севереТимано-Печоры в 2008 году составила 2,22 млн т, что в 3,5 раза больше, чем в 2007 году.

Основной прирост добычи нефти Группой в Республике Коми был обеспечен Пашшорским, Кыртаельским и Перевозным месторождениями, добыча на которых выросла на 0,8 млн т.

Добыча нефти на Пашшорском месторождении, введенном в эксплуатацию в 2004 году, стремительно растет уже на протяжении ряда лет. В 2008 году она выросла по сравнению с предыдущим годом на 325 тыс. т и составила 954 тыс. т. Основной прирост добычи связан с вводом 7 новых добывающих скважин со средним дебитом нефти 192,3 т/сут. Следует отметить, что этап интенсивного

Ввод в эксплуатацию новых нефтяных скважин,

шт.

2008 1 510

2007 1 193

2006 945

Фонд нефтяных скважин, дающих продукцию,

тыс. шт.

разбуривания месторождения завершен. В планах на ближайшую перспективу – формирование проектной системы воздействия (на первом этапе разработки месторождение эксплуатируется без поддержания пластового давления) и работа с переходящим фондом скважин.

Добыча нефти на Кыртаельском месторождении выросла в 2008 году на 46,1%, до 886 тыс. т, в первую очередь за счет ввода в эксплуатацию 14 новых скважин со средним дебитом нефти 60,2 т/сут. Существенный вклад в увеличение уровней добычи внесло проведение высокоэффективных геолого-технических мероприятий на скважинах переходящего фонда, в том числе реконструкция 3 скважин методом бурения вторых стволов (средний прирост дебита нефти составил 91 т/сут). Указанные мероприятия, а также работа по оптимизации системы поддержания пластового давления (под нагнетание переведено 4 скважины) позволили увеличить средний дебит нефти по месторождению с 42,1 т/сут до 49,1 т/сут.

Добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» в Предуралье выросла до 11,62 млн т, или на 3,3%, в том числе благодаря применению новых технологий, таких как бурение вторых стволов, радиальное бурение и кислотный гидроразрыв пласта.

В 2008 году Компания приобрела права пользования недрами на группу месторождений в Пермском крае, географически приуроченных к уникальному Верхнекамскому месторождению калийно-магниевых солей (ВКМКС). Особенностью лицензионной территории является то, что месторождения углеводородов находятся под промышленно эксплуатируемыми залежами калийно-магниевых солей, а также то, что на территории лицензионных участков существуют ограничения деятельности природоохранного характера (заповедники, водоохранные зоны, городские поселения и т.д.). Для соблюдения всех требований промышленной и экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений на территории ВКМКС предусмотрено строительство уникальных для Пермского региона скважин многоколонной конструкции с отходами от вертикали более 2 км; разобщение солевых пластов с использованием магнезиально-фосфатного тампонажного материала с расширяющимся цементным камнем; организация системы постоянного мониторинга за деформацией земной поверхности. Начало добычи

нефти намечено на 4 квартал 2009 года. В будущем годовой уровень добычи по проекту составит более 1,3 млн т нефти.

Добыча нефти на территории Поволжья в 2008 году составила 3,26 млн т, увеличившись по сравнению с 2007 годом на 0,7%. Повышение эффективности разработки месторождений региона позволяет увеличивать коэффициент извлечения нефти и сохранять добычу на имеющемся уровне, несмотря на высокий уровень истощения запасов.

В 2008 году Компания акцентировала внимание на подготовке к разработке месторождений, расположенных на шельфе Каспийского моря. Освоение этих месторождений станет основным фактором роста добычи нефти Компании в среднесрочной перспективе. Основной прирост добычи нефти обеспечат месторождения им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского, которые будут введены в эксплуатацию в первую очередь.

Начало добычи нефти на месторождении им. Ю. Корчагина запланировано уже на 4 квартал 2009 года. Месторождение расположено в северной части Каспийского моря в 175 км от г. Астрахани. Глубина моря в районе месторождения меняется от 10 до 13 м. Разработка месторождения предусмотрена системой горизонтальных эксплуатационных скважин сверхпротяженной длины (более 5 км), что является уникальным для Российской Федерации проектно-технологическим решением. Этап эксплуатационного разбуривания планируется осуществить в период с 2009 по 2015 годы. Прогнозный годовой уровень добычи нефти составляет более 2 млн т, природного и попутного газа – более 1 млрд м3. В соответствии с графиком в 2008 году по месторождению велось строительство плавучего нефтехранилища, точечного причала и жилого блока. Разработка будет осуществляться по принципу «нулевого сброса», что гарантирует минимальное воздействие на природный комплекс Каспийского моря.

Международные проекты

Добыча нефти по международным проектам в доле группы «ЛУКОЙЛ» составила 5 295 тыс. т, что на 4,5% меньше по сравнению с 2007 годом. Сокращение объемов добычи связано в основном с продажей 50%-ой доли в компании Caspian Investments Resources Ltd. в 2007 году. В то же время прирост добычи получен по проектам Тенгиз в Казахстане и Шах-Дениз в Азербайджане, а также по проектам в Узбекистане.

Проходка в эксплуатационном бурении по международным проектам Компании составила 591 тыс. м, что на 81% больше по сравнению с 2007 годом. Столь высокий рост объемов эксплуатационного бурения объясняется активной разработкой месторождений по проектам Caspian Investments Resources Ltd., Кумколь и Мелейя. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил

1 320 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, –

1 148. По международным проектам, в которых участвует Группа, было введено в эксплуатацию 327 новых добывающих скважин. Их средний дебит составил 72,2 т/сут.

Самый большой прирост нефти был получен по проекту ТенгизвКазахстане.Добычанефтипопроекту(доляГруппы) выросла на 24,0% и составила 466 тыс. т. Значительный рост добычи был получен в результате реализации работ по расширению добывающих мощностей проекта: фонд эксплуатационных скважин за год вырос с 74 до 95.

По проекту Шах-Дениз в Азербайджане, который был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года, шло быстрое наращивание объемов добычи газового конденсата. Добыча газового конденсата (доля Группы) составила 147 тыс. т, что на 67,1% выше, чем в 2007 году. В настоящее время продолжается бурение новой скважины, ввод которой в эксплуатацию будет способствовать дальнейшему росту добычи по проекту.

Значительно (более чем в 6 раз) выросла доля Компании в добыче газового конденсата на участке Хаузак-Шады в Узбекистане (разрабатываемом в рамках проекта Кандым – Хаузак – Шады), который был введен в эксплуатацию в 2007 году. Доля Группы в добыче составила 12 тыс. т. В течение года в эксплуатацию введено 12 добывающих скважин.

Кроме того, добыча в Узбекистане выросла благодаря приобретению в марте 2008 года проекта ЮгоЗападный Гиссар. Добыча по проекту на месторождениях Кошкудук и Южный Кызылбайрак составила 6 тыс. т (по доле участия). В течение отчетного периода было пробурено две скважины, одна из которых была введена в эксплуатацию. Кроме того, началась подготовка к реконструкции месторождений.

По проекту Карачаганак в Казахстане в 2008 году добыча нефти и конденсата незначительно выросла (на 0,2%), однако добыча Компании по доле участия снизилась на 2,2% и составила 1,57 млн т в результате изменения ценовой конъюнктуры. В 2008 году в эксплуатацию были введены 4 многоствольные скважины, а также завершено бурение еще трех подобных скважин. Продолжались работы по расширению мощностей на Карачаганакском перерабатывающем комплексе.

В отчетном году продолжилась активная разработка месторождения Кумколь в Казахстане. Добыча нефти по этому проекту составила 1,63 млн т (по доле участия). Были введены 53 эксплуатационные скважины. Средний дебит новых скважин составил 45,4 т/сут. Кроме того, пробурено 10 вторых стволов. Был выбран и согласован с надзорными органами Казахстана вариант утилизации попутного нефтяного газа и начались работы по проектированию и строительству установки комплексной подготовки газа. В течение 2008 года продолжались работы по актуализации проектных документов

по месторождениям Кумколь и Восточный Кумколь и их обустройство. Разработаны гидрогеологические и гидродинамические модели по месторождению Кумколь, сделан пересчет запасов, начаты работы по созданию уточненного проекта разработки месторождения.

По проекту КаракудукМунай в Казахстане добыча выросла на 24,9%, однако доля Компании в добыче составила 636 тыс. т (по доле участия), что на 4,8% меньше, чем в 2007 году. Это связано с продажей 50%-ой доли в компании Caspian Investments Resources Ltd. в апреле 2007 года. В отчетном году была реализована программа утилизации газа – введена в эксплуатацию установка подготовки газа. Это позволило Компании значительно сократить выбросы вредных веществ в атмосферу на месторождении, обеспечив соответствие высоким экологическим стандартам, а также в дальнейшем будет способствовать получению дополнительного дохода от реализации продуктов газопереработки. Созданы геологическая и гидродинамическая модели месторождения Каракудук, продолжались работы по его разбуриванию и обустройству. Было введено в эксплуатацию 48 новых добывающих скважин.

Продолжилась активная разработка месторождения Северные Бузачи в Казахстане. Были введены в эксплуатацию 153 новые добывающие скважины, средним дебитом 13,2 т/сут. Добыча нефти по проекту увеличилась на 6,2%, до 1,71 млн т. При этом добыча группы «ЛУКОЙЛ» по доле участия снизилась до 428 тыс. т, или на 18,4%. В 2008 году начаты опытно-промысловые работы по закачке гелеполимеров в пласт. Реализуется программа расширения цеха подготовки и перекачки нефти до 40 тыс. барр./сут. Продолжалась реализация программы утилизации попутного нефтяного газа.

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 2008 году совокупная добыча газа группой «ЛУКОЙЛ» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми организациями) составила 19 437 млн м3 (1 875 млн фут3/сут). При этом добыча товарного газа (после собственного потребления, закачки в пласт и транспортных потерь) составила 17 020 млн м3 (1 642 млн фут3/сут). Среднесуточная добыча товарного газа выросла по сравнению с 2007 годом на 21,3%. Чистая прибыль группы «ЛУКОЙЛ» по газовым проектам в России составила более 170 млн долл.

Добыча товарного газа,

млрд м3

2007 13,96

2006 13,61

Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании по состоянию на конец 2008 года составил 387 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, – 278.

Добыча природного газа составила 13 888 млн м3, в том числе 12 671 млн м3 товарного газа. Рост добычи товарного природного газа составил 31,3%. В том числе добыча в России выросла на 6,7%, а за рубежом – на 165,6%. Доля зарубежных проектов в добыче увеличилась с 15% в 2007 году до 31% в 2008 году. Причиной резкого роста добычи природного газа за рубежом стала активная разработка проекта Кандым – Хаузак – Шады в Узбекистане.

Добыча попутного нефтяного газа составила 5 549 млн м3, что несколько ниже уровня 2007 года в связи со снижением добычи нефти. Однако добыча товарного попутного газа превысила уровень прошлого года и составила 4 349 млн м3. Это объясняется развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Компании. 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.

Уровень утилизации1 попутного нефтяного газа составил 70,4% по сравнению с 69,0% в 2007 году. Рост показателя связан с развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Компании:

шло строительство компрессорных станций и газопроводов. По основным месторождениям Компании в Западной Сибири уровень утилизации попутного газа составляет около 95%.

Для увеличения 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, а следовательно, сократить расходы на добычу нефти. В Компании реализуется утвержденная в 2007 году Программа утилизации попутного нефтяного газа организаций группы «ЛУКОЙЛ» на 2008–2010 годы, предусматривающая доведение уровня использования нефтяного газа на месторождениях группы «ЛУКОЙЛ» до 95%.

В 2008 году велась работа по подготовке согласований и экспертизы проектных документов для освоения новых газовых месторождений. Так, с ОАО «Газпром» были согласованы объемы поставки газа с месторождений Большехетской впадины (22,4 млрд м3/год) и Ванкорской группы месторождений (5,6 млрд м3/год) в магистральный газопровод Ямбург –Тула (1-ой очереди). Кроме того, совместно с ОАО «Роснефть» были выработаны технические решения по реализации проектов совместной транспортировки углеводородов с месторождений Ванкорской группы и Большехетской впадины. В соответствии с договоренностью ЛУКОЙЛ с 2012 года обеспечит прием газа Ванкорской группы месторождений в объеме до 5,6 млрд м3/год в газо-транспор- тную систему Большехетской впадины и транспорт до ГКС «Ямбургская» ГТС ОАО «Газпром». В свою очередь ОАО «Роснефть» с 2011 года обеспечит прием стабильной нефтеконденсатной смеси с Пякяхинского месторождения в объеме до 3 млн т/год в нефтепровод Ванкор – Пурпе и транспорт до системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». В связи с этим к 2011 году ЛУКОЙЛ построит 136-километро- вый газопровод от Пякяхинского до Находкинского месторождения (в т.ч. 31-километровый участок через пойму реки Мессояха), а также 160-километро- вый продуктопровод от Пякяхинского месторождения до центрального пункта сбора «Ванкор» и к 2012

году – 60-километровый газопровод от Пякяхинского до Хальмерпаютинского месторождения.

Россия

Добыча товарного газа в России в 2008 году составила 12 828 млн м3, что на 4,5% больше по сравнению с 2007 годом. При этом доля природного газа составила 68%, увеличившись на 1,5 п.п. Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании в России по состоянию на конец 2008 года составил 299 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, – 209.

Основную часть добычи природного газа в России (более 95%) обеспечило Находкинское месторождение Большехетской впадины. В 2008 году на нем было добыто 8,3 млрд м3 газа, что на 7,7% больше по сравнению с 2007 годом. Таким образом, добыча на крупнейшем газовом месторождении Компании в России вышла на уровень 2006 года после снижения объемов в 2007 году, которое было связано с сокращением закупок газа со стороны ОАО «Газпром».

На других месторождениях Большехетской впадины продолжались подготовительные работы по вводу месторождений в разработку. В соответствии с утвержденной инвестиционной программой на 2009 год запланировано начало работ по обустройству Пякяхинского месторождения, планируется ввод в эксплуатацию одной скважины и начало добычи природного газа для собственных нужд. Эксплуатационное бурение на газоконденсатных объектах Пякяхинского месторождения предусмотрено на 2009–2011 годы. Начало добычи газа на Южно-Мессояхском газоконденсатном месторождении запланировано на 2013 год, а на Хальмерпаютинском газоконденсатном месторождении – на 2014 год.

С выходом на проектную добычу всех месторождений Большехетской впадины суммарная добыча природного газа Компанией в регионе составит 24 млрд м3.

Эксплуатационный фонд газовых скважин,

шт.

2008 387

2007 376

2006 367

41

годовой отчет

2008

Международные проекты

Добыча товарного газа по международным проектам составила в 2008 году 4 192 млн м3, что на 149,2% больше по сравнению с 2007 годом. При этом доля природного газа составила 94%, увеличившись почти на 6 п.п. Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании по зарубежным проектам по состоянию на конец 2008 года составил 88 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, – 69.

Основной прирост добычи газа 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 2 340 млн м3, или почти 56% от суммарной добычи товарного газа Компанией за рубежом. Во второй половине 2008 года добыча природного газа на промысле Хаузак-Шады достигла проектного уровня (3 млрд м3/год). На участке продолжалось эксплуатационное бурение (пробурено 27 тыс. м горных пород), введено в эксплуатацию 12 новых скважин с дебитом газа 452,3 тыс. м3/сут.

Доля Группы в добыче товарного газа на месторождении Карачаганак в Казахстане составила 1 069 млн м3. По сравнению с 2007 годом добыча выросла на 2,1%. В 2008 году в эксплуатацию были введены 4 многоствольные скважины и завершено бурение еще трех таких скважин.

По проекту Шах-Дениз в Азербайджане, который был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года, шло быстрое наращивание объемов добычи газа: добыча товарного газа выросла на 78,5%, до 551 млн м3 (по доле участия). В настоящее время продолжается бурение новой скважины, ввод которой в эксплуатацию будет способствовать дальнейшему приросту добычи по проекту. Газ, добываемый на месторождении, поставляется на внутренний рынок, а также по ЮжноКавказскому трубопроводу в Грузию и Турцию.

Фонд газовых скважин, дающих продукцию,

шт.

2008 278

2007 277

2006 285

¢ ª §

2008

43

®¹¯¹­¹´ ¹½Â°½

2008

°¿½°º°»°»«¬¹½µ«

®«²¹º°»°»«¬¹½µ« ³ ¸°¿½°À³·³Ê

Стратегия:

Максимизация объемов переработки нефти

Производство высококачественных и экологически чистых нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью

Увеличение выхода светлых нефтепродуктов

Контроль за производственными издержками

Оптимизация логистики: снижение транспортных затрат

Увеличение эффективности торговых операций

Увеличение объемов розничной реализации нефтепродуктов и сопутствующих продукции и услуг

Чистая прибыль бизнес-сегмента «Переработка и сбыт» в 2008 году достигла исторического рекорда – 5 130 млн долл. (на 7,5% больше, чем в 2007 году). Высокие финансовые результаты были достигнуты прежде всего благодаря увеличению объемов переработки и розничной реализации нефтепродуктов на фоне относительно благоприятного макроэкономического окружения и роста эффективности деятельности в данном сегменте.