В рамках данного исследования собрана детальная информация по всем ключевым перспективным проектам в российской нефтедобыче. В отчете сформирован прогноз по объему добычи в разрезе проектов, потребности в инфраструктуре, а также оценены основные статьи капитальных затрат.  

Необходимость подробного и отдельного рассмотрения новых проектов обусловлена следующими особенностями развития российской нефтедобычи: 
• Новые проекты, рассматриваемые в отчете, представляют собой ту сырьевую базу, на которую во многом будет опираться нефтедобывающая отрасль в средне- и долгосрочной перспективе, чтобы компенсировать снижение добычи на старых месторождениях Западной Сибири и Волго-Урала. 
• Повышение роли добычи на новых проектах разработки среди источников добычи нефти в РФ. К 2035 году доля таких месторождений может достигнуть 10% в общем объеме добычи нефти в РФ. 
• Ожидается, что новые проекты разработки станут ключевым источником спроса на высокотехнологичный сервис и оборудование, в том числе в силу высокой доли горизонтальных скважин в новом бурении (до 95% в некоторых регионах), сложных геологических и природно-климатических условий. 
• На новых проектах будут применяться такие дорогостоящие решения, как МГРП, многозабойные скважины, управляемые компоновки и пр., которые являются наиболее быстрорастущими сегментами российского рынка нефтесервисных услуг и оборудования. 

В исследовании сформирован прогноз нефтедобычи до 2030 года, а также потребности в капитальных затратах, инфраструктуре и технологиях. В отчете представлены данные по более, чем 45 крупным и средним месторождениям, подготовленные на основании модели оценки капитальных затрат на освоение месторождения, а также структуры затрат при строительстве скважин по тем компаниям и регионам, которые будут источниками новой добычи в перспективе до 2030 года.

Профиль по каждому из месторождений включает следующие данные: 
• Ключевые характеристики месторождения: запасы, ожидаемый год ввода, оценка прогнозной добычи и др; 
• Оценка капитальных затрат на освоение месторождений с разбивкой по основным статьям: строительство скважин, промысловое строительство; 
• Оценка прогнозного количества скважин (включая их тип и суммарную длину) и ключевых объектов промысловой инфраструктуры (УПН, НПС, др.)

Таким образом, отчёт содержит оценки капитальных затрат на освоение месторождений и спроса на основные виды нефтепромыслового оборудования и услуг, включая бурение, сопровождение направленного бурения, цементирование, ГИС и сервис буровых растворов на новых проектах добычи нефти в РФ, а также аналитическую основу для более детальных расчетов.

Аналитический отчет «Прогноз добычи нефти в РФ до 2030 года: динамика, инфраструктура, инвестиции, технологии» ставит цель предоставить экспертную поддержку для принятия стратегических и оперативных решений широкому кругу участников рынка, опираясь на следующие ключевые элементы исследования: 
- оценка ключевых факторов и трендов развития нефтедобычи в РФ, включая анализ ресурсной базы, а также возможного влияния изменения налогообложения; 
- прогноз ввода конкретных месторождений, а также оценка необходимой инфраструктуры и инвестиций; 
- детальные профили по перспективным крупным и средним месторождениям. 

Кругом источников для формирования отчёта явились: база знаний RPI, данные компаний, результаты интервью с представителями нефтяных компаний и государственных органов, отраслевая статистика, оценки отраслевых экспертов. 

«Прогноз добычи нефти в РФ до 2030 года: динамика, инфраструктура, инвестиции, технологии» рассчитан на следующую отраслевую аудиторию: 
• Нефтесервисные компании 
• Производители и поставщики нефтегазового оборудования 
• Нефтегазовые добывающие компании 
• Банки и инвестиционные компании 
• Консультационные компании

3. СТРУКТУРА ДОБЫЧИ НЕФТИ В РОССИИ 

3.1. Роль новых месторождениях в поддержании годовых объемов добычи нефти 

3.2. Плановые сроки ввода месторождений по ключевым нефтегазовым компаниям в РФ 

3.3. Изменения в законодательстве 

3.3.1 Налог на дополнительный доход от добычи 

3.3.2 Налог на добычу полезных ископаемых и новые льготы 

3.3.3 Льготы низкорентабельным месторождениям 

4. ПРОГНОЗ ПОТРЕБНОСТИ В ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ ДЛЯ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДО 2030 ГОДА 

4.1. Суммарные капитальные вложения 

4.2. Капитальные вложения на строительство скважин 

4.3. Капитальные вложения в промысловую инфраструктуру 

4.4. Капитальные вложения на строительство подводящих трубопроводов 

4.5. Ввод добывающих скважин 

4.6. Ввод горизонтальных скважин 

4.7. Ввод НПС и УПН 

7.1. Западная Сибирь 

7.1.1 Ай-Яунский лицензионный участок 

7.1.2 Арктическое нефтегазовое месторождение 

7.1.3 Западно-Колтогорское нефтяное месторождение 

7.1.4 Западно-Мессояхское нефтегазовое месторождение 

7.1.5 Мало-Ямальское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.1.6 Нейтинское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.1.7 Нефтегазовое месторождение имени А. Жагрина 

7.1.8 Новоендырское нефтяное месторождение 

7.1.9 Нурминское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.1.10 Оурьинское нефтяное месторождение 

7.1.11 Ростовцевское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.1.12 Русско-Реченское нефтегазовое месторождение 

7.1.13 Средне-Ямальское нефтегазовое месторождение 

7.1.14 Хамбатейское нефтегазовое месторождение 

7.1.15 Чапровское нефтяное месторождение 

7.1.16 Эргинское нефтяное месторождение 

7.2. Волго-Урал 

7.2.1 Великое нефтегазовое месторождение 

7.2.2 Воронцовское нефтяное месторождение 

7.2.3 Клинцовское нефтяное месторождение 

7.2.4 Могутовское нефтяное месторождение 

7.3. Тимано-Печора 

7.3.1 Ванейвисское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.3.2 Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.3.3 Ненецкое нефтяное месторождение 

7.3.4 Нижнечутинское нефтяное месторождение 

7.4. Восточная Сибирь и Якутия 

7.4.1 Абракупчинский лицензионный участок 

7.4.2 Байкаловское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.4.3 Байкитский лицензионный участок 

7.4.4 Вакунайское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.4.5 Верхне-Вилючанское нефтегазовое месторождение 

7.4.6 Верхнекубинский лицензионный участок 

7.4.7 Игнялинское нефтегазовое месторождение 

7.4.8 Иркинский лицензионный участок 

7.4.9 Кординский лицензионный участок 

7.4.10 Назымский лицензионный участок 

7.4.11 Нефтяное месторождение им. Н. Лисовского 

7.4.12 Пайяхское нефтяное месторождение 

7.4.13 Песчаный лицензионный участок 

7.4.14 Посойский лицензионный участок 

7.4.15 Савостьяновское нефтегазовое месторождение 

7.4.16 Санарское нефтегазоконденсатное месторождение 

7.4.17 Северо-Пайяхский лицензионный участок 

7.4.18 Терско-Камовский лицензионный участок 

7.4.19 Туклано-Светланинский лицензионный участок 

7.4.20 Тымпучиканское нефтегазовое месторождение 

7.4.21 Уринский лицензионный участок 

7.4.22 Чамбинский лицензионный участок

График 3.1. Динамика годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2006-2018 годах в разрезе компаний, млн т 

График 3.2. Динамика годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2006-2018 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, млн т 

График 3.3. Прогноз динамики годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2018-2030 годах в разрезе типов месторождений, млн т 

График 3.4. Динамика стоимости нефти сорта Brent в 2014-2019 годах, $/баррель 

График 4.1. Ввод крупных нефтяных месторождений в РФ в 2020-2030 гг. в разбивке по годам, единицы месторождений 

График 4.2. Общие капитальные вложения в разработку крупных и средних месторождений в 2020-2030 гг., млн рублей 

График 4.3. Общие капитальные вложения в разработку крупных и средних месторождений по статьям расходов в 2020-2030 гг., млн рублей 

График 4.4. Суммарные капитальные вложения в 2020-2030 гг. в разрезе компаний, млн рублей, % 

График 4.5. Общие капитальные вложения в разработку крупных и средних месторождений в разрезе компаний в 2020-2030 гг., млн рублей 

График 4.6. Суммарные капитальные вложения в 2020-2030 гг. в разрезе регионов, млн рублей, % 

График 4.7. Капитальные вложения на строительство скважин в 2020-2030 гг. в разрезе компаний, млн рублей, % 

График 4.8. Капитальные вложения в строительство скважин в разрезе компаний в 2020-2030 гг., млн рублей 

График 4.9. Капитальные вложения на строительство скважин в 2020-2030 гг. в разрезе регионов, млн рублей, % 

График 4.10. Капитальные вложения в промысловую инфраструктуру в 2020-2030 гг. в разрезе компаний, млн рублей % 

График 4.11. Капитальные вложения в промысловую инфраструктуру в разрезе компаний в 2020-2030 гг., млн рублей 

График 4.12. Капитальные вложения в промысловую инфраструктуру в 2020-2030 гг. в разрезе регионов, млн рублей % 

График 4.13. Капитальные вложения в строительство подводящих трубопроводов в 2020-2030 гг. в разрезе компаний, млн руб., % 

График 4.14. Капитальные вложения в строительство подводящих трубопроводов в разрезе компаний в 2020-2030 гг., млрд рублей 

График 4.15. Капитальные вложения в строительство подводящих трубопроводов в 2020-2030 гг. в разрезе регионов, млн рублей, % 

График 4.16. Ввод добывающих скважин в разрезе компаний, % от суммарного ввода скважин в 2020- 2030 гг., скважины 

График 4.17. Ввод добывающих скважин в разрезе компаний в 2020-2030 гг., скважины 

График 4.18. Ввод добывающих скважин в разрезе регионов, % от суммарного ввода скважин в 2020-2030 гг., скважины 

График 4.19. Ввод горизонтальных скважин в разрезе компаний, % от суммарного ввода скважин в 2020-2030 гг., скважины 

График 4.20. Ввод горизонтальных скважин в разрезе компаний в 2020-2030 гг., скважины 

График 4.21. Ввод горизонтальных скважин в разрезе регионов, % от суммарного ввода скважин в 2020-2030 гг., скважины 

График 5.1. Структура затрат при строительстве скважин в разрезе нефтедобывающих регионов России, % от общих затрат на строительство скважин

Таблица 3.1. Перечень новых месторождений по компаниям 

Таблица 4.1. Бурение скважин с использованием верхнего силового привода 

Таблица 4.2. Бурение скважин с применением автоматизированных систем управления траекторией 

Таблица 4.3. Бурение на депрессии и равновесии 

Таблица 4.4. Строительство многозабойных скважин 

Таблица 4.5. Реконструкция скважин методами зарезки боковых стволов (ЗБС) 

Таблица 4.6. Применение колтюбинговых технологий (ГНКТ) 

Таблица 4.7. Применение высокоэффективного породоразрушающего инструмента (долота PDC)

Таблица 4.8. Горизонтально-направленное бурение (ГНБ) 

Таблица 4.9. Использование технологий маркировки бурильных труб 

Таблица 4.10. Совершенствование технологий заканчивания скважин 

Таблица 4.11. Ввод основных промысловых объектов в 2020-2030 гг., единицы