К юбилею возможностей

В 2021 год — год своего 30-летия — ЛУКОЙЛ вступает в отличной форме: развивая высокомаржинальные добычные проекты и зеленую энергетику, а также создавая продукты глубокой переработки. Качественная ресурсная база и внедрение передовых технологий позволяют компании оставаться одним из лидеров мирового энергетического рынка.

История крупнейшей независимой нефтегазовой компании России началась в ноябре 1991 года с постановления правительства РСФСР о создании предприятия ЛАНГЕПАСУРАЙКОГАЛЫМНЕФТЬ. Оно объединило несколько нефтеперерабатывающих заводов, включая Пермский и Волгоградский, а также три нефтедобывающих предприятия — из Когалыма, Лангепаса и Урая. Из начальных букв названий этих городов родилось новое название компании — ЛУКОЙЛ.

Сразу после своего формирования в крупную частную нефтяную компанию ЛУКОЙЛ начал расширение ресурсной базы. Компания сконцентрировалась в четырех нефтяных провинциях — Западной Сибири, Поволжье, Предуралье и Тимано-Печоре.

Важный западно-сибирский актив ЛУКОЙЛа — введенное в эксплуатацию в 2014 году Имилорское месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе. Его структура отличается сложностью коллекторов, и добыча ведется из низкопроницаемых трудноизвлекаемых запасов. Месторождение имеет значительный геологический потенциал, а наличие в непосредственной близости развитой инфраструктуры позволило подготовить его к промышленной эксплуатации в максимально сжатые сроки.

Западносибирские месторождения Большехетской впадины с текущими извлекаемыми запасами газа и конденсата всех категорий 735,3 млрд куб. м и 39,6 млн тонн — основа добычи газа ЛУКОЙЛа в России. Крупнейшее из месторождений — Находкинское — введено в эксплуатацию в 2005 году. Вторым в пределах Большехетской впадины было запущено Пякяхинское месторождение. Среднесуточный дебит одной газовой скважины на месторождении составляет более 300 тыс. куб. м, нефтяной — более 50 тонн, что практически в два раза превышает средний дебит новых скважин по компании.

Важнейший стратегический регион для ЛУКОЙЛа — акватория Каспия, где компания с 1995 года открыла 10 месторождений (с учетом СП) с суммарными извлекаемыми запасами углеводородов 7 млрд баррелей нефтяного эквивалента. Привлекательность региона — в высоком качестве нефти и коротком транспортном плече: сырье идет на экспорт по системе Каспийского трубопроводного консорциума.

Открытие ЛУКОЙЛом новой масштабной провинции стало сенсацией в нефтегазовом секторе и позволило компании существенно нарастить свои компетенции в области шельфовой добычи.

Запуск месторождений, несмотря на небольшую глубину моря, связан с серьезными трудностями с учетом мощных газовых шапок, высокой неоднородности, низкой проникаемости и развитой разломной тектоники. Но современные технологии, а также накопленный опыт работы на шельфе позволяют компании справиться с этими вызовами и даже ставить рекорды, в том числе по протяженности горизонтальных участков скважин.

Месторождение имени Владимира Филановского — крупнейшее в российском секторе Каспийского моря с начальными извлекаемыми запасами нефти 129 млн тонн и 26 млрд кубометров газа. Его разработка ведется в три очереди. Первая очередь обустройства месторождения введена в эксплуатацию в 2016 году, через год была запущена вторая очередь, а в 2019 году — третья, благодаря чему добыча нефти ЛУКОЙЛа на проекте выросла в прошлом году на 5,2%, до 6,4 млн тонн.

Несмотря на влияние пандемии COVID-19 и ситуацию на рынке углеводородов, компания продолжает активное обустройство каспийских месторождений. В октябре ЛУКОЙЛ приступил ко второму этапу эксплуатационного бурения на второй очереди месторождения имени Филановского. Эти мероприятия направлены на поддержание проектного уровня добычи в 6 млн тонн нефти в год.

Каспийских проектов ЛУКОЙЛа не коснулись сокращения добычи в рамках соглашения ОПЕК+. Как пояснял глава компании Вагит Алекперов, в основном ограничениям подверглись проекты, которые находятся на низких уровнях экономической эффективности и из-за дальности коммуникаций. «По эффективности каспийские проекты работают в полном объеме, и на них не сказываются ограничения ОПЕК+»,— добавил он.

Помимо этого в начале лета ЛУКОЙЛ начал бурение разведочной скважины на Северо-Ракушечной перспективной структуре, расположенной к северу от месторождения имени В. И. Грайфера. Именно в пределах этой структурно-тектонической зоны открыты месторождения имени Ю. Корчагина, имени В. И. Грайфера и имени В. Филановского. Также компания продолжает геологоразведочные работы в пределах структур Хазри и Титонская, расположенных в Центральной части Каспия.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция обладает высоким потенциалом роста добычи высоковязкой нефти. Основная часть трудноизвлекаемых запасов приходится на Усинское месторождение и Ярегское — единственное в России, где промышленная добыча ведется в том числе шахтным методом. Благодаря вводу новых энергогенерирующих объектов, парогенераторных установок и бурению скважин наблюдается стабильный рост добычи на месторождениях. Так, применение ЛУКОЙЛом современных технологий позволило нарастить добычу высоковязкой нефти в 2019 году почти до 5 млн тонн — на 15% по сравнению с 2018 годом.

Летом 2020 года ЛУКОЙЛ запустил проект полной реконструкции добывающей и транспортной инфраструктуры Ярегского месторождения. Модернизация затронет все три нефтешахты месторождения, как поверхностную, так и подземную инфраструктуру. Частью программы станет и реконструкция трубопровода УПН «Ярега»—ПСП «Ухта», по которому добываемое на месторождении углеводородное сырье попадает в трубопроводную систему «Транснефти» и на Ухтинский НПЗ.

ЛУКОЙЛ наращивает добычу и запасы углеводородов не только в России, но и за рубежом — работа в международных консорциумах позволяет наращивать компетенции и внедрять лучший мировой опыт.

Компания — крупнейший российский инвестор в Республике Казахстан: накопленные инвестиции в экономику страны составляют около $7 млрд.

В 1997 году ЛУКОЙЛ приобрел 15% участия в проекте по разработке Карачаганакского месторождения газа и газового конденсата (текущая доля участия — 13,5%) и 5% в проекте «Тенгиз». Крупнейшим инвестором ЛУКОЙЛ является и в Республике Узбекистан, где ведет деятельность с 2004 года. Основным проектом Компании в Узбекистане является «Кандым-Хаузак-Шады» (КХШ), который реализуется на основании Соглашения о разделе продукции (СРП), доля участия ЛУКОЙЛа — 90%.

Важной вехой расширения зарубежных активов стал подписанный в 1997 году контракт на разработку крупнейшего в мире нефтяного месторождения Западная Курна-2 в Ираке, начальные извлекаемые запасы которого составляют около 10 млрд баррелей.

Второй перспективный актив ЛУКОЙЛа в Ираке — Блок 10. В 2017 году после проведенной разведки впервые за последние 20 лет в Ираке ЛУКОЙЛ совместно с партнером открыл месторождение Эриду — одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений в XXI веке. Начальные извлекаемые запасы месторождения составляют около 3,5 млрд баррелей нефти.

На момент создания ЛУКОЙЛа в его состав входили всего два нефтеперерабатывающих завода (НПЗ). Сегодня компания владеет четырьмя НПЗ в России (в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде и Ухте), двумя нефтехимическими и одним газоперерабатывающим заводами, а также тремя собственными зарубежными НПЗ (в Болгарии, Румынии и Италии) и долей в совместном предприятии с компанией Total в Нидерландах. Суммарная мощность активов составляет 80 млн тонн в год по переработке нефти, 4,1 млрд куб. м по переработке газа и 1,2 млн тонн в год по выпуску нефтехимической продукции.

В 2006–2016 годах ЛУКОЙЛ одним из первых в отрасли реализовал масштабную программу модернизации перерабатывающих предприятий. В развитие мощностей вложено $12 млрд, введено 12 объектов общей мощностью 30 млн тонн в год: два комплекса каталитического крекинга на НПЗ в Нижнем Новгороде, комплекс переработки нефтяных остатков с установкой замедленного коксования на Пермском НПЗ, установка гидрокрекинга тяжелых остатков H-Oil на НПЗ в Бургасе, комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на НПЗ в Волгограде, а также установка переработки газа ГПУ-1 на «Ставролене».

Ввод новых перерабатывающих установок, оптимизация загрузки вторичных процессов и расширение сырьевой корзины позволили компании значительно улучшить структуру выпускаемой продукции и снизить долю мазута и вакуумного газойля в пользу увеличения выработки светлых нефтепродуктов. По итогам 2019 года показатель глубины переработки на НПЗ ЛУКОЙЛа составил 89%, а выход светлых — около 73%.

Интенсивная программа развития позволила ЛУКОЙЛу в 2017 году начать производство бензина с октановым числом 100 (ЭКТО 100) — раньше его на российском рынке не было.

На Нижегородском заводе завершается строительство установки изомеризации, ввод которой позволит увеличить объемы производства востребованных на рынке высокооктановых бензинов. С пуском этой установки компания полностью и в срок выполнит обязательства по четырехстороннему соглашению, заключенному с ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом. Сегодня заводы ЛУКОЙЛа не только лидеры в российской перерабатывающей отрасли (доля компании в ней около 15%), но и одни из наиболее технологически продвинутых производств в мире.

Один из важнейших трендов для ЛУКОЙЛа — развитие генерации на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Основные активы — четыре гидроэлектростанции (ГЭС), расположенные в России, суммарной мощностью 291 МВт, ветроэлектростанция Land Power в Румынии мощностью 84 МВт и солнечные электростанции в Волгограде, Румынии и Болгарии суммарной мощностью свыше 20 МВт.

В прошлом году доля генерирующих объектов ВИЭ составили 6% от общей мощности генерации компании. Эти объемы позволяют предотвращать выбросы парниковых газов более чем на 500 тыс. тонн СО2-эквивалента в год.

Два года назад ЛУКОЙЛ первым в России построил солнечную электростанцию на территории Волгоградского НПЗ. Запуск этого проекта позволил обеспечить выработку 12 млн кВт•ч электроэнергии и сократить выбросы СО2 на 10 тыс. тонн ежегодно. В октябре текущего года ЛУКОЙЛ приступил к строительству второй очереди СЭС, мощность объекта, реализуемого в рамках ДПМ ВИЭ, составит 20 МВт, что позволит увеличить суммарную мощность СЭС в 1,5 раза. Реализация проекта позволит дополнительно вырабатывать более 24 млн кВт•ч зеленой электроэнергии в год (эквивалентно сокращению выбросов СО2 до 12 тыс. тонн в год).

ЛУКОЙЛ рассчитывает и далее строить новые солнечные электростанции на неиспользуемых площадках компании.

Еще один проект «зеленой» генерации ЛУКОЙЛа — реконструкция крупнейшей в Краснодарском крае Белореченской ГЭС, проведенная в период 2017–2020 годов. Замена двух гидроагрегатов с увеличением мощности каждого с 16 до 24 МВт позволила увеличить располагаемую мощность ГЭС. Это приведет к существенному росту полезного отпуска экологически чистой электроэнергии более чем на 80%.

Также в начале октября ЛУКОЙЛ завершил модернизацию малой ГЭС мощностью 1,5 МВт на реке Бешенка в Краснодарском крае. На станции, построенной в 2004 году и входящей в гидроэнергетический комплекс Краснополянской ГЭС, полностью заменена система оперативно-диспетчерского управления, что позволит в будущем эксплуатировать ГЭС без присутствия персонала.

ЛУКОЙЛ придерживается принципов применения наилучших доступных технологий и экологичности своего производства. Чтобы не допустить негативного влияния на природу, компания реализует долгосрочные природоохранные проекты с применением передовых технологий.

Так, на всех своих морских проектах компания применяет систему нулевого сброса. В ее рамках все производственные отходы, образующиеся на буровой платформе, отправляются на береговые базы, где обрабатываются и утилизируются. Это полностью исключает загрязнение морской среды.

Еще одним важным компонентом природоохранной системы ЛУКОЙЛа является мониторинг состояния окружающей среды в районах производственной деятельности.

ЛУКОЙЛ повышает уровень цифровизации бизнес-процессов на своих активах в рамках информационной стратегии. Частью этого направления является внедряемая ЛУКОЙЛом концепция интеллектуального месторождения (LIFE-Field), суть которой в интеграции процессов управления месторождением на основе автоматизированных алгоритмов и высокотехнологичных систем сбора данных. Концепция покрывает полный производственный цикл реализации проекта — от стадии поиска и разведки до завершения разработки — и включает такие блоки, как интегрированное моделирование, интегрированное планирование, центр интегрированных операций и др. Наиболее полно технологии интеллектуального месторождения внедрены на крупнейших зарубежных проектах в Узбекистане и Ираке. В России такие технологии компания активно применяет на Каспии и в Предуралье.