Социалистическая Республика Вьетнам
Разработка Блока 09–1 проводится в соответствии с Межправительственным соглашением от 27 декабря 2010 года. Месторождения Белый Тигр, Дракон, Белый Заяц и Белый Медведь, разрабатываемые СП «Вьетсовпетро», находятся в 150 км от берега, на шельфе юга Вьетнама.
Производственные показатели
Снижение добычи по проекту – результат естественного истощения крупнейших месторождений Белый Тигр и Дракон, приводящего к уменьшению добычи на базовом фонде.
Эксплуатационное и разведочное бурение проводилось в соответствии с плановой производственной программой, скорректированной в условиях существенного снижения цен на нефть. Актуализированный план бурения предусматривал отказ от аренды подрядных СПБУ и задействование собственных буровых установок для выполнения запланированных ГТМ.

Экономические показатели
В 2020 году работы по капитальному строительству были связаны с вводом в эксплуатацию нового БК-21, системы подводных трубопроводов и ЛЭП.
Итоги 2020 года
- Выполнена обширная программа ГТМ с дополнительной добычей 167,5 тыс. т нефти.
- Выполнены мероприятия по формированию системы ППД на месторождениях Блока, что позволило снизить темпы падения до уровня 17,6 %.
- Перевыполнен план по добыче природного газа на 10 %.
- Закончено строительством 11 новых скважин.
- Проведено три зарезки боковых стволов.
- В октябре 2020 года введен в эксплуатацию безлюдный БК-21.
- Реализована программа ГРП в количестве пяти мероприятий, в том числе два ГТМ по технологии Frac&Pack для борьбы с пескопроявлением.
- Закончены строительством и введены в эксплуатацию 36 единиц морских объектов капитального строительства с общим объемом вложений 41,5 млн долл. США.
- Введен в эксплуатацию объект «Дополнительный компрессор для сокращения объема сжигаемого газа на месторождении Дракон», что позволило довести коэффициент утилизации попутного газа до 95 %.
- Закончен строительством и введен в эксплуатацию внеплановый морской объект.
- Реконструкция технологической системы природного газа для подключения к трубопроводу Fastrack на RC1/RC3 для реализации фазы 2 разработки Северо-Восточного участка месторождения Дракон.
Оптимизационные мероприятия позволили снизить операционные затраты отчетного периода по сравнению с предыдущим годом на 14 %. Уменьшение доходности обусловлено падением цены на нефть до 47,1 долл/барр и снижением реализации нефти.
Перспективы развития
Основная задача проекта на среднесрочный период – реализация мероприятий по снижению темпов падения добычи и поддержание ежегодного уровня добычи нефти и конденсата в пределах 3 млн т.
Для выполнения поставленной цели на 2021 год запланировано выполнение 67 геолого-технических мероприятий, направленных на максимальное вовлечение остаточных запасов месторождений Белый Тигр, Дракон, Белый Медведь и Белый Заяц.
В области капитального строительства запланированы монтаж и строительство двух блок-кондукторов (БК-18A и БК-19) с вводом в эксплуатацию в IV квартале 2021 года; проведение тендерных процедур на приобретение материалов, оборудования и услуг для строительства блок-кондуктора RC-10 и райзер-блока RC-RB1 на месторождении Дракон для ввода их в эксплуатацию в 2022 году.
Работы на Блоке 09–3 (VRJ) ведутся в соответствии с нефтяным контрактом на разработку и освоение запасов Блока 09–3 на шельфе СРВ от 19 января 2002 года и соглашением о совместной разработке (ССР) месторождения Южный Дракон – Морская Черепаха (ЮД-МЧ) от 26 июня 2009 года. В соответствии с условиями ССР долевое участие и распределение продукции Блока 09–1 и Блока 09–3 в разработке объединенного участка ЮД-МЧ составляет 50 и 50 % соответственно.
В 2017 году компании Idemitsu (15 %) и PVEP (35 %) вышли из нефтяного контракта, передав свои доли АО «Зарубежнефть» с 1 января 2017 года. Правительством СРВ 6 сентября 2018 года выдано инвестиционное свидетельство по Блоку 09–3 на право ведения нефтегазовой деятельности, в соответствии с которым с 1 января 2017 года АО «Зарубежнефть» является подрядчиком со 100 %-ной долей участия.

Производственные показатели
Снижение добычи в 2020 году относительно предыдущего периода на месторождении Южный Дракон – Морская Черепаха связано главным образом со снижением пластового давления. При этом общее снижение меньше планового, что связано с меньшими темпами обводнения скважин.
По итогам 2020 года:
- проведено обследование надводной части опорного блока, несущего модуля, верхнего строения и райзеров подводных трубопроводов блок-кондукторов (БК) RC-4 и RC-DM;
- проведено восстановление АКП и ремонт металлоконструкций верхнего строения на RC-4 и RC-DM;
- выполнен пилотный спуск ЭЦН в скважину 422.
Экономические показатели
Увеличение операционных расходов в 2020 году относительно предыдущего года обусловлено расходами на газлифтный сервис (за счет пересмотра ставок по данному сервису по решению участников на УК № 13 объединенного участка «Южный Дракон – Морская Черепаха») и ремонт морских сооружений (выполнение текущего ремонта двух БК, RC-4 и RC-DM, в большем объеме, чем планировалось).
Уменьшение доходности обусловлено падением цены на нефть до 47,1 долл/барр и снижением реализации нефти.
Перспективы развития
Для решения основной задачи по Блоку – стабилизации добычи – на 2021 год запланированы работы по УЭЦН скважины № 2Х/RCDM.
Блок 04–3 расположен в северной части Южно-Коншонской впадины на южном шельфе СРВ, на расстоянии 280 км к юго-востоку от г. Вунгтау. В пределах Блока 04–3 находится структура Тьен Ынг – Манг Кау.
26 июня 2009 года на основании коммерческого открытия был подписан нефтегазовый контракт между КНГ «Петровьетнам» и АО «Зарубежнефть» в отношении Блока 04–3 шельфа Социалистической Республики Вьетнам. Оператором проекта является СП «Вьетсовпетро».
20 декабря 2016 года введен в эксплуатацию БК Тьен Ынг после завершения бурения и испытания газоконденсатной скважины 6-TU.
БК Тьен Ынг предназначен для подготовки газа с месторождений Дай Хунг и Тьен Ынг.

Производственные показатели
Общая добыча газа с начала эксплуатации составила 528,2 млн м3, газового конденсата – 128 тыс. т.
Итоги 2020 года
До сентября 2020 года транспорт газоконденсатной продукции месторождений Тьен Ынг и Дай Хунг от БК Тьен Ынг до месторождения Белый Тигр осуществлялся по трубопроводу Nam Con Son 2 (NCS-2), фаза 1, протяженностью L = 160 км. Подключение к трубопроводу NCS-2, фаза 2, ожидается в 2021 году.
Экономические показатели
Наличие в программе 2020 года новых работ по ГДИ скважин, закачиванию надпакерной жидкости и прочих повлияло на рост операционных расходов по сравнению с предыдущим годом.
Доходность увеличилась за счет роста объемов реализации.
Перспективы развития
В 2021 году планируется резкое увеличение добычи газа в связи с планируемым вводом трубопровода Нам Кон Шон – 2-й этап – и запуском четырех скважин с планируемым дебитом газа 820 тыс. м3 / сут.
Блок 12/11 расположен в пределах Южно-Коншонского нефтегазоносного бассейна в 350 км к юго-востоку от г. Вунгтау.
Перспективы нефтегазоносности связываются с отложениями олигоцена и нижнего миоцена в пределах выявленных структур Thien Nga-Hai Au и группы структур Е, ресурсы углеводородов по которым отнесены к категории Р3.
СРП по Блоку 12/11 подписано 19 декабря 2012 года. Срок действия СРП составляет 25 лет для нефти и 30 лет для газа с возможностью продления на срок до 5 лет, в том числе период ГРР – 5 лет с возможностью продления на срок до 2 лет. Минимальные лицензионные обязательства предусматривают бурение трех разведочных скважин. Все рабочие обязательства фазы 1 этапа поиска и разведки, согласно положениям СРП, выполнены.

27 сентября 2020 года завершена фаза 2 этапа ГРР, включающая повторную обработку и интерпретацию 1 тыс. пог. км 2D-сейсморазведки и бурение одной разведочной скважины. Все рабочие обязательства фазы 2 этапа поиска и разведки, согласно положениям СРП, выполнены. Сторонами СРП согласовано решение о переходе проекта в фазу 3 этапа ГРР с выполнением дополнительного объема геологоразведочных работ по проведению сейсмосъемки, обработки и интерпретации материалов 3D-сейсморазведки с минимальным объемом в 500 км2 для определения местоположения перед бурением 5-й разведочной скважины в соответствии с обязательствами в рамках фазы 3 этапа ГРР.
Начиная с 28 сентября 2020 года на проекте реализуется фаза 3 этапа ГРР.
Снижение капитальных затрат в 2020 году относительно предыдущего года связано с корректировкой объемов работ при бурении и испытании скважины TN-4X, переносом работ по проектированию месторождения на 2021 год ввиду актуализации ODP по результатам разведочного бурения, а также переходом в фазу 3 этапа ГРР с дополнительным объемом ГРР в среднесрочном периоде.
Итоги 2020 года
Геолого-геофизические работы. Выполнены петрографические и биостратиграфические исследования образцов скважины 12/11-TN-4X; геохимические исследования образцов скважины 12/11-TN-4X; лабораторные исследования керна скважины 12/11-TN-4X; исследование литолого-петрографических и петрофизических характеристик пород скважины TN-4X; интерпретация данных вертикального сейсмопрофилирования скважины 12/11-TN-4X; лабораторные исследования керна скважины 12/11-TN-4X для определения фазовой проницаемости коллекторов; лабораторные анализы проб скважины 12/11-TN-4X (вода, нефть, газ, конденсат); сформирован отчет по результатам бурения скважины 12/11-TN-4X; выполнено уточнение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности после бурения 4-й скважины Блока 12/11; пересчет запасов и ресурсов УВ структуры TN-HA Блока 12/11 по результатам бурения разведочной скважины
Буровые работы. Завершено испытание 4-й разведочной скважины TN-4Х, по результатам которого по стволу ST2, структура Thien Nga, получены промышленные притоки углеводородов из отложений олигоцена (газ, конденсат) и нефти (миоцен); 25 января 2020 года скважина законсервирована.
Проектирование и обустройство. Согласно решению АО «Зарубежнефть» о необходимости актуализации НИР «ODP группы структур Thien Nga – Hai Au для Блока 12/11», по результатам бурения разведочной скважины TN-4X начата и продолжается работа по актуализации «ODP группы структур Thien Nga – Hai Au для Блока 12/11»; работа выполняется силами консорциума АО «ВНИИнефть» – VPI.
Прочие работы. Продолжаются переговоры с корейской компанией KNOC, разрабатывающей близлежащее месторождение Rong Doi, о возможности использования мощностей по транспортировке углеводородов с целью повышения рентабельности Блока 12/11, включая вопросы по тарифу на подготовку и транспортировку продукции Блока 12/11 и по приобретению доли в СРП Блока 11–2.
Продолжаются переговоры с КНГ «Петровьетнам» по вопросу согласования цены на реализацию газа, достаточной для рентабельной разработки Блока 12/11 до начала обустройства и добычи.
Перспективы развития
На 2021 год запланировано проведение 3D-сейсмосъемки и начало обработки и интерпретации 3D PSTM/PSDM, разработка FEED и FDP структур TN-HA, инженерные изыскания для строительства БК (TN-HA) и трубопровода TN-HA – Tie-In point. Ввод структуры TN-HA запланирован на IV квартал 2022 года.
Программа работ на среднесрочный период предполагает подготовку к обустройству структур TN-HA, детальное проектирование по модернизации гидротехнических сооружений Rong Doi, TN-HA, магистрального газопровода до Rong Doi, выполнение обязательств по СРП Блока 12/11 в рамках фазы 3 этапа ГРР, а также работы, связанные со строительством 5-й разведочной скважины.

Блок 09–3/12 расположен в 160 км к юго-востоку от г. Вунгтау.
СРП по Блоку 09–3/12 подписано 12 сентября 2012 года между КНГ «Петровьетнам», PVEP, СП «Вьетсовпетро» и ГК Bitexco. Оператор проекта – СП «Вьетсовпетро». Срок действия СРП составляет 25 лет с возможностью продления на срок до пяти лет. Минимальные рабочие обязательства по геологоразведочным работам по проекту включают две фазы. Минимальные рабочие обязательства двух фаз СРП выполнены в полном объеме.
В пределах блока открыто нефтяное месторождение Ca Tam («Белуга»). Открытие состоялось в 2014 году после бурения разведочных скважин СТ-2Х и СТ-3Х. Коммерческое открытие объявлено в 2017 году. В 2018 году завершены работы по установке опорного блока БК CTC-1, прокладке всех трубопроводов.
Эффективная доля АО «Зарубежнефть» по проекту составляет 26,95 %.

Производственные показатели
Месторождение «Белуга» введено в промышленную разработку в январе 2019 года. Разрабатывается в естественном режиме с эксплуатационным фондом скважин в количестве 12 скважин.
Итоги 2020 года
По результатам проведенной на месторождении программы ГТМ в добычу введена из расконсервации одна разведочная скважина с фактическим приростом 107 т/сут, пробурена и введена в эксплуатацию одна добывающая скважина, выполнено два мероприятия по приобщению, проведена интенсификация добычи нефти на двух скважинах.
Перспективы развития
Для повышения уровней добычи, в частности для борьбы с пескопроявлением, в 2021 году запланировано проведение ГРП по технологии Frac&Pack на скважине № 105. По итогу мероприятия планируется рассмотреть возможность по тиражированию технологии Frac&Pack как метода борьбы с пескопроявлением на активе.
Блок 09–2/09 относится к малым блокам шельфа Вьетнама. Расположен недалеко от блоков 09–1 и 09–3/12. На участке разведано несколько структур, две наилучшие (KNT, KTN) имеют потенциальные геологические ресурсы порядка 30 млн м3.
СРП между КНГ «Петровьетнам» и PVEP подписано 6 августа 2009 года.
В 2019 году подписано FoA – соглашение о переуступке доли, принадлежащей PVEP: 17 мая 2019 года – между PVEP и СП «Вьетсовпетро», 22 мая 2019 года – между PVEP и АО «Зарубежнефть». Инвестиции партнеров по проекту осуществляются в соответствии с долей участия. Эффективная доля АО «Зарубежнефть» составляет 49,6 %.
Блок расположен в районе с действующей добывающей и транспортной инфраструктурой, где ведется активная нефтегазовая деятельность.

Две наилучшие структуры Блока (KNT, KTN) имеют потенциальные геологические ресурсы порядка 30 млн м3. Из основного горизонта на месторождениях (Е70) получены притоки до 600 м3/сут. Также на Блоке проведена обширная геологоразведка – пробурено 11 разведочных скважин.
Итоги 2020 года
- В июле получено измененное инвестиционное свидетельство и подписан JOA, 14 августа проведено первое заседание Управляющего комитета СРП Блока 09–2/09 с утверждением рабочей программы и бюджета Блока на 2020 год, в конце года проведено второе заседание Управляющего комитета СРП по утверждению рабочей программы и бюджета на 2021 год.
- Разработан ODP месторождений KNT и KTN, изучены варианты подключения к месторождению Rang Dong, продолжается построение геологической модели, модели разработки и расчет вариантов разработки месторождений KNT и KTN.
Перспективы развития
Блок расположен в районе с действующей добывающей и транспортной инфраструктурой, где ведется активная нефтегазовая деятельность. Согласно геолого-геофизическим материалам и разведочному бурению на Блоке 09–2/09, за пределами двух нефтегазовых открытий остаются три перспективные структуры – COD, KND, SON – с большими перспективными ресурсами. ГРР в случае коммерческих нефтяных открытий благоприятствуют введению их в разработку.
Среднесрочный бюджет по Блоку 09–2/09 предполагает обустройство структуры KNT жилым БК и структуры KTN – безлюдным БК. В 2021 году планируется обобщение геолого-геофизических данных и уточнение геологического строения Блока, отчет по доразведке, утверждение ODP, разработка FEED, FDP месторождений KNT и KTN.
Планируемый срок ввода месторождения в разработку – 2023 год. Максимального уровня добычи планируется достичь в 2024 году.
Блок 16–1/15 площадью 3 117 км2 находится в западной части бассейна Кыу Лонг континентального шельфа Вьетнама, в 80 км к юго-востоку от г. Вунгтау, восточная граница блока примыкает к Блоку 09–1.
В рамках проекта «Разведка и разработка Блока 16–1/15 шельфа СРВ» 16 мая 2016 года подписано СРП между КНГ «Петровьетнам», СП «Вьетсовпетро», PVEP, Bitexco и Sovico. Оператором проекта определено СП «Вьетсовпетро», получено инвестиционное свидетельство. Срок действия СРП составляет 25 лет с возможностью продления на срок до 5 лет, в том числе 5 лет разведочного периода с возможностью продления на срок до 2 лет. Минимальные рабочие обязательства по геологоразведочным работам по проекту включают две фазы. В настоящее время реализуется фаза 1 этапа ГРР, в рамках которой предусматривается проведение сейсморазведочных работ и бурение двух поисково-разведочных скважин. Минпромторгом СРВ утверждено второе продление фазы 1 этапа ГРР на один календарный год, до 11 июня 2021 года. Финансирование проекта в доле СП «Вьетсовпетро» осуществляется из Фонда развития производства СП. Эффективная доля АО «Зарубежнефть» составляет 24,99 %.

Итоги 2020 года
- В отчетном году выполнены работы по подготовке к бурению, включая инженерно-технологические изыскания площадки под бурение и проектирование скважины, в сентябре начаты работы по бурению 2-й разведочной скважины 16–1/15-SV-1X на структуре Soi Vang в рамках выполнения минимальных обязательств фазы 1 этапа ГРР.
- Начаты и продолжаются работы по лабораторным исследованиям шлама и флюидов по петрографическому и биостратиграфическому анализу образцов 2-й разведочной скважины, по геохимическому анализу образцов флюида и шлама, ведется работа над отчетом по завершению первой фазы ГРР.
Перспективы развития
Программа работ 2021 года предусматривает
В среднесрочном периоде предполагается бурение одной оценочной скважины в соответствии с выполнением минимальных условий фазы 2 этапа ГРР по СРП Блока 16–1/15.
Планируется разработка структуры Soi Vang и добыча углеводородов безлюдным БК, бурение 10 эксплуатационных и расконсервация двух разведочных скважин.
Основные инвестиции на обустройство месторождения предполагаются в период с 2022 по 2024 год в целях обеспечения начала добычи нефти в 2024 году.