Третья пятилетка

Третья пятилетка

«Салым Петролеум Девелопмент» — история и перспективы

СПД первым в России внедрил полноценную систему удаленного мониторинга и контроля фонда скважин

Стратегия строительства скважин компании основана на применении российского бурового оборудования и материалов с использованием технологических решений, апробированных Shell

Фото: Андрей Рудаков

10 лет назад «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) приступил к реализации крупнейшего в Ханты-Мансийском автономном округе проекта нефтедобычи с участием иностранного капитала. Сегодня компания стала полигоном для испытания новых технологий

Текст: Роман Грецкий

10 лет Cалымского проекта — это только новейшая история. На самом деле все началось гораздо раньше. Нефте-газовые залежи Верхне-Салымского месторождения были открыты в 1966 году, однако в советское время разработка залежи так и не началась. В 1986‑м разведочная скважина вскрыла нефтеносный пласт уже на Западно-Салымском месторождении, а спустя три года было открыто и Ваделыпское. Лицензия на продолжение разведки и разработки активов была выдана в 1992 году — компании «Эвихон», партнером которой стал международный энергетический концерн Shell. В 1996 году появилась на свет совместная компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД). Однако из-за несовершенства налогового законодательства конца 1990‑х годов начало разработки месторождений откладывалось. Налоговая «оттепель» так и не наступила, и в апреле 2003 года акционеры СПД приняли решение о начале работы с активом в рамках действующего налогового режима.

КОНКУРЕНЦИЯ И ТЕХНОЛОГИИ

Проект развивался стремительно, добыча началась на год раньше предусмотренного лицензионным соглашением срока — в августе 2004 года. Первую нефть с Западно-Салымского приходилось вывозить нефтевозами, так как месторождения еще не были подключены к магистральной системе нефтепроводов. Однако уже в 2005 году СПД завершил сооружение ключевых промысловых объектов. Еще через год был введен в эксплуатацию мультифазный 36‑километровый трубопровод, который соединил все три месторождения Салымской группы в единую систему. Начав с нуля, СПД за короткий срок построила мощный нефтепромысел с суточной добычей на пике более чем в 170 тыс. баррелей и рекордом годовой добычи в 8,3 млн тонн в 2011 году.

Секрет такой оперативности и эффективности — в удачном совмещении опыта международного концерна с лучшими российскими наработками и организации конкурентной среды в сервисном сегменте. Например, компания выработала собственную стратегию строительства скважин, основанную на применении российского бурового оборудования и материалов с использованием технологических решений, апробированных Shell. Буровые станки Уралмаша, работающие на месторождениях СПД, оснащены импортными верхними силовыми приводами, за счет чего удалось существенно повысить темпы бурения и снизить риск возникновения осложнений и аварий, а использование отечественных буровых долот компании «Буринтех», существенно превосходящих зарубежные аналоги, дало более чем двукратную прибавку в скорости проходки. Бурение на месторождениях СПД ведут российская «Сибирская сервисная компания» (ССК) и международная KCA Deutag.

Такой подход вывел СПД в число лидеров по качеству и эффективности буровых работ. В настоящее время на бурение одной скважины компания тратит менее девяти суток, а рекорд — 4,54 суток. В начале реализации проекта на такую же работу уходило более месяца. Сегодня на территории Салымских месторождений пробурено более 870 скважин.

Применение инновационных подходов в сочетании с заботой о безопасности людей и окружающей среды стало настоящим фирменным стилем СПД. В 2009–2010 годах компания впервые в России реализовала полномасштабный проект по внедрению системы удаленного мониторинга и контроля фонда скважин. С кустовой площадки на пункт управления в реальном времени передается информация, на основании которой можно отслеживать производительность каждой скважины, моделировать изменение параметров, удаленно вносить корректировки в режим работы. Реализация этой технологии позволила компании оптимизировать процессы добычи и закачки жидкости в пласт, существенно сократить операционные затраты и практически втрое увеличить производительность операторов, которые получили возможность обслуживать до 40 скважин вместо 15. Достаточно сказать, что реализовав проект «Умные месторождения», СПД увеличила объем добычи в среднем на 2–2,5% в год.

Еще один пример успешного применения высоких технологий — запуск завода по переработке попутного нефтяного газа весной 2012 года. Небольшое предприятие мощностью 360 млн кубометров, расположенное непосредственно на месторождении, построено и эксплуатируется партнерской компанией «Монолит». Продукт переработки — отбензиненный газ — используется в том числе в качестве топлива для газотурбинной электростанции СПД. Завод обеспечивает уникальную глубину переработки — свыше 99% извлечения ценных компонентов.

АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

В 2011 году СПД достиг максимума добычи — более 170 тыс. баррелей в сутки и после прохождения плато вошел в стадию постепенного снижения объема добычи. Поэтому в приоритете сегодня — разработка реализации программ, направленных на сдерживание падения. Работа ведется в двух направлениях: дополнительные разведочные работы позволяют обнаружить новые объекты для бурения в рамках лицензионных участков, а применение инновационных технологий, меняющих традиционные правила нефтедобычи — путь к вовлечению в разработку запасов, до сих пор считавшихся неизвлекаемыми.

В апреле 2013 года завершилась реализация четырехлетнего проекта, в рамках которого трехмерными сейсмическими исследованиями были охвачены более 1830 кв. км. После интерпретации данных компания получит информацию о новых перспективных участках. Трехмерная сейсмика уже показала, что считавшаяся ранее неперспективной южная часть Верхне-Салымского месторождения представляет интерес для разведочного бурения.

Существенную роль в поиске возможностей получения новой нефти СПД отвел перспективным технологиям: дополнительному нефтеизвлечению с помощью химического заводнения АСП и добыче из баженовского горизонта.

Применение АСП на треть повышает коэффициент извлечения нефти. Закачка в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера, позволяет добыть нефть, остающуюся в недрах после использования традиционных методов добычи. Преимущество новой технологии и в возможности ее использования на базе существующей инфраструктуры. Проведенные в 2009 году полевые испытания на одной скважине Западно-Салымского месторождения показали возможность выработки 90% оставшейся после заводнения нефти. Реализация пилотного проекта АСП намечена на 2013–2016 годы. На 2014 год запланировано бурение скважин и строительство объектов инфраструктуры, необходимых для реализации проекта: трубопровода, установки АСП и блока разделения эмульсии. Реализация полномасштабного проекта химического заводнения может принести СПД еще до 30 млн тонн нефти в течение ближайших 30 лет. В случае успеха проекта на Салымском нефтепромысле технология АСП может быть тиражирована на других месторождениях региона. По подсчетам экспертов НАЦ рационального недропользования им. В.И.Шпильмана, применение химического заводнения на основе технологии АСП позволит добыть компаниям, работающим в Ханты-Мансийском автономном округе, дополнительно 2,4 млрд тонн нефти до 2030 года. Это гигантский объем, учитывая, что годовая добыча Югры сегодня — около 260 млн тонн.

Второй ключевой проект — разработка баженовской свиты с помощью технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта. Потенциальные ресурсы Верхне-Салымского месторождения могут составлять порядка 87 млн тонн сланцевой нефти. Пилотный проект по разработке баженовской свиты предусматривает бурение пяти оценочных горизонтальных скважин — бурение первой началось в декабре 2013 года. В России пока нет коммерчески эффективного способа добычи сланцевой нефти в промышленных масштабах, поэтому вопросов перед СПД стоит много. Немаловажен и экономический фактор — ключевую роль в процессе освоения запасов баженовскойсвиты должно играть решение государства о налоговых преференциях для проектов разработки трудноизвлекаемых запасов.

Инновационное развитие, как и 10 лет назад, остается визитной карточкой СПД. Впрочем, успех в реализации проектов внедрения новых технологий может не только вдохнуть новую жизнь в Салымскую группу месторождений, но и создать стартовую площадку для технологического рывка всего российского нефтегазового комплекса.

САЛЫМ ПЕТРОЛЕУМ ДЕВЕЛОПМЕНТ

Cовместное предприятие концерна Shell и «Газпром нефти». C 2003 года ведет освоение Салымской группы нефтяных месторождений в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) Западной Сибири. Группа включает в себя три месторождения: Верхне-Салымское, Западно-Салымское и Ваделыпское.

ВЕРХНЕ-САЛЫМСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1966 году. Площадь лицензионного участка — 952,3 кв. км. Извлекаемые запасы нефти категории С1+С2, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, — 25 млн тонн.

ЗАПАДНО-САЛЫМСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1986 году. Площадь лицензионного участка — 755,6 кв. км. Извлекаемые запасы нефти категории С1+С2, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, — 96 млн тонн.

ВАДЕЛЫПСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Открыто в 1989 году. Площадь лицензионного участка — 433,5 кв. км. Извлекаемые запасы нефти категории С1+С2, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, — 18 млн тонн.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ