Стабилизация

Позитивные изменения в разработке зрелых месторождений ноябрьского региона

Фото: Роман Хасаев, Максим Авдеев

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

Инфографика: Алиса Бережная

К 2020 году основной объем стратегических 100 млн тонн нефти должен приносить «Газпром нефти» пул перспективных крупных проектов, которые сейчас находятся на стадии запуска. Однако стабилизация добычи на традиционных базовых активах компании в ЯНАО, достигнутая в прошлом году, показывает, что сбрасывать со счетов старые месторождения не стоит — применение современных технологий позволяет рассчитывать на них в будущем и сохраняет их статус стратегически важных объектов сейчас

Текст: Ефим Дубинкин

У любой нефтяной компании со сбалансированным портфелем есть активы на всех стадиях разработки — когда реализация новых проектов только начинается, основной объем добычи приходится на месторождения, находящиеся на пике, и поддерживается довыработкой старых промыслов. Но это не означает, что на «возрастных» месторождениях можно ставить крест, сосредоточившись исключительно на развитии молодых. Современные технологии позволяют существенно замедлить падение добычи на истощенном фонде, более того, за счет вовлечения в разработку запасов, ранее считавшихся неизвлекаемыми, фактически дать активам новую жизнь. У «Газпром нефти» таких старых месторождений немало — в базовом для компании Ямало-Ненецком автономном округе (за исключением его северной, арктической части) подавляющее большинство месторождений эксплуатируется по нескольку десятков лет. При этом «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» («ННГ») и «Газпромнефть-Муравленко» («МН») и сегодня приносят группе треть всей добываемой нефти: более 22,5 млн т н. э. из 62,2 млн т н. э. Неудивительно, что именно стабилизацию объемов добычи в ноябрьском регионе первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев назвал главным результатом 2013 года.

Позитивные изменения заметны и в «Газпромнефть-Муравленко», однако результат «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», конечно, сегодня наиболее показателен. Если говорить только о нефти, то динамика выглядит следующим образом: в 2010 году предприятие добыло более 8 млн тонн нефти, в 2011‑м объем добычи сократился до 7,5 млн тонн, в 2012‑м — до 6,9 млн тонн. А в 2013 году компании удалось перевыполнить годовой бизнес-план и добыть 6 852 919 тонн нефти. То есть с падения прошлых лет на 6–8% удалось выйти на 1,6%, а по итогам первых месяцев 2014 года и на рост добычи по сравнению с показателями соответствующего периода прошлого года. «Рост добычи „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза“ и стабилизация в „Газпромнефть-Муравленко“ — это очень серьезный результат, которого мы достигли только за счет технологического продвижения», — отметил Вадим Яковлев.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКТОР

Зарезки боковых стволов (ЗБС), гидроразрыв пласта, переход на другие горизонты — это классические мероприятия, которые используют все нефтяные компании. И в «ННГ» их также применяют достаточно активно. Однако наряду со стандартным набором предприятие успешно внедряет и инновационные для отечественной нефтянки методы. Именно в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» впервые в России была успешно проведена операция по многостадийному гидроразрыву пласта (МГРП) новой скважины, состоящая из десяти стадий. До специалистов «ННГ» никто в стране не проводил четырехстадийный МГРП и при зарезке боковых стволов.

«Это весьма показательное событие, — считает заместитель начальника управления планирования ГТМ „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза“ Сергей Мезиков. — Именно поэтому на базе нашей компании был создан Центр компетенций по выработке запасов с помощью ЗБС. Мы провели опытно-промышленные испытания, приступили к работе и добились неплохих результатов. К примеру, в 2013 году при помощи многостадийного разрыва пласта на зарезках боковых стволов мы начали разрабатывать ачимовские залежи».

С помощью геолого-технических мероприятий в прошлом году удалось запустить около 200 бездействующих скважин, применение инновационных подходов в комплексе с текущими технологиями позволило локализовать участки с остаточными запасами. А одно из наиболее эффективных направлений — управление заводнением.

Этот метод позволяет не допустить преждевременного обводнения скважины, при этом поддерживая ее стабильную работу. Принцип метода — расчет количества воды, которая закачивается в нагнетающие скважины, на основе постоянного мониторинга дебита добывающих скважин. В 2013 году 95 скважин было переведено в разряд нагнетательных, что позволило удержать давление пласта. «Всю эту систему необходимо постоянно регулировать, так как пласт постоянно разбуривается, проводятся ГРП, пластовое давление падает, — рассказал заместитель главного геолога — начальник управления разработки нефтяных и газовых месторождений „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза“ Владимир Кусакин. — Изменения происходят непрерывно, дебит новых скважин рано или поздно снижается, и эффективность довыработки напрямую зависит именно от уровня пластового давления. Но здесь нужно соблюдать тонкий баланс, так как чрезмерная закачка воды в пласт может привести к обводнению. Для точных расчетов мы используем программный комплекс, позволяющий определить оптимальный режим поддержания пластового давления посредством заводнения».

Еще один элемент программы управления заводнениями — нестационарное заводнение, позволяющее направить оставшуюся нефть к устью добывающей скважины. «Выравнивание профиля приемистости способствует увеличению охвата пласта заводнением по толщине, — пояснил Владимир Кусакин. — В итоге мы имеем перераспределение объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом».

Очевидно, что любая производственная деятельность (поскольку это техническое вмешательство в пласт) несет определенные риски — геологические и технологические. И, пожалуй, больше всего обсуждений в среде экологов-общественников вызывает применение далеко не новой технологии гидроразрыва пласта, которую, по мнению многих из них, российские нефтяники используют огульно, не думая о последствиях.

«В 2013 году в компании была внедрена система управления рисками, — опроверг это мнение Сергей Мезиков. — Риски оцениваются, разрабатываются мероприятия по управлению рисками и их минимизации. К примеру, при ГРП важно понимать направление развития трещины разрыва, и современные геофизические методы позволяют устанавливать это направление еще на этапе подготовки к операции. Проведение таких исследований дает понимание процессов, происходящих в пласте, что позволяет более точно прогнозировать ожидаемые дебиты, обводненность продукции и снимать существующие риски. В „ННГ“ такие работы проводятся, и думаю, что в условиях старения месторождений их роль будет возрастать».

90% ГРП, которые проводятся «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазом», проходит на одном пласте Вынгапуровского месторождения. На других месторождениях по ряду геологических причин эта операция проводиться не может. Например, если рядом есть водоносные гори- зонты, то существует риск зацепить их и полностью потерять скважину. Поэтому ГРП обычно подвергаются низкопроницаемые, плотные пласты, имеющие мощные глинистые перемычки между нефтяным и водоносными горизонтами. Особое внимание уделяется распространению фронта нагнетаемых вод, идущих от нагнетательных скважин, и риску прорыва трещины ГРП в эти фронты. Кроме того, на ГРП накладывается ряд технических ограничений — состояние эксплуатационной колонны, заколонного цемента и т.д.

ЗАТРАТНЫЙ ВЫГОДНЫЙ ТРИЗ

Отдельное направление продления жизни истощенных месторождений — поиск и ввод в эксплуатацию геологических объектов, которым в свое время не было уделено должного внимания. Для поиска незамеченных перспективных пластов в пробуренных скважинах необходимо переработать геофизический материал, определить геологическую структуру залежи и перспективу вовлечения ее в разработку, оценить ожидаемые запасы, подобрать наиболее оптимальные технологии для их извлечения и разобраться с возможными рисками. Конечно, во многих случаях приходится иметь дело с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ), которые подразумевают низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта, высокую обводненность, малые нефтенасыщенные толщины.

Последние годы вовлечение в добычу ТРИЗ — одно из магистральных направлений работы блока разведки и добычи «Газпром нефть». Если в 2012 году компания добыла 282 тыс. тонн нефти из залежей, относящихся к этой категории, то в 2013-м эта цифра выросла до 496 тыс. тонн, а в 2014 году показатель планируется увеличить до 1,518 млн тонн, при‑ чем речь идет только о ТРИЗ, рентабельность добычи которых превышает 25%.

«Снижение базовой добычи — это естественный процесс, и поэтому нам необходимо извлекать остаточные запасы, работать с ТРИЗ, — считает Сергей Мезиков. — Разумеется, большая часть геолого-технических мероприятий направлена на довыработку запасов, однако более 20% ГТМ посвящено именно работе с ТРИЗ». При этом даже несмотря на высокую стоимость самих технологий, позволяющих эффективно работать с трудноизвлекаемыми запасами, их вовлечение в добычу нередко оказывается выгоднее работы на новых участках. «Разработка новых, перспективных месторождений — затратный процесс, который сопряжен с приобретением лицензий, созданием инфраструктуры, бурением новых скважин, а вовлечение в разработку ТРИЗ на старых участках зачастую не несет таких затрат, хотя традиционно считается дорогостоящим мероприятием », — поясняет Сергей Мезиков. Впрочем, рентабельность работы с ТРИЗ зависит не только от наличия набора необходимых технологических решений. Немаловажную роль в этом вопросе играет и наличие сбалансированной налоговой политики в стране (подробнее об этом — в материале на стр. 18).

НЕОРГАНИЧЕСКАЯ ПЕРСПЕКТИВА

В 2013 году в процессе снижения темпа добычи «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» фактически не был задействован ресурс неорганического роста — приобретение новых лицензионных участков. Но со счетов эту возможность ноябрьские нефтяники не сбрасывают. Этот путь не дает мгновенного эффекта, так как увеличивает ресурсную базу, однако в конечном итоге позволяет поддерживать добычу на определенном уровне или существенно замедлять ее темпы. «В 2014 году компания планирует приобрести ряд лицензионных участков, — сообщил заместитель генерального директора, руководитель проектного офиса „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза “ Павел Спицкий. — Тем не менее от покупки участка до ввода месторождения в эксплуатацию, как правило, проходит 3–4 года: проводится сейсмика, разрабатывается проектная документация, утверждается финансирование, создается необходимая инфраструктура и т.д. При этом темп разработки месторождений зависит и от других факторов, например, от сложности геологической структуры месторождения. Таким образом, приобретение новых участков — это длинные инвестиции, работа на перспективу».

Однако перспектива стабилизации добычи в ноябрьском регионе все же напрямую зависит от проведения геолого-разведочных работ, и согласно стратегии развития «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза » инвестиции в ГРР уже начнут окупаться через несколько лет — за счет вовлечения доказанных и вероятных запасов в активную добычу. Важный задел на будущее уже сделан: проведение геологоразведки дало в 2013 году прирост запасов нефти категории 2Р (доказанные и вероятные по системе оценки SPE-PRMS) в 3,894 млн тонн.

Сегодня «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» делает ставку на такие стратегические направления, как развитие новых технологий для вовлечения трудноизвлекаемых запасов в разработку, сокращение операционных затрат и ввод новых районов освоения запасов существующих и приобретенных месторождений. Предприятие обладает достаточно выгодным геополитическим расположением, а также высоким кадровым потенциалом, что в конечном итоге позволяет стабилизировать добычу на наших месторождениях.

ПАВЕЛ КРЮКОВ, генеральный директор «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»