Второе дыхание

Второе дыхание

Комплексная программа повышения эффективности разработки зрелых месторождений

Реинжиниринг позволяет снизить аварийные риски и затраты на обслуживание оборудования фото: Максим Авдеев, Евгений Уваров, Андрей Голованов, Роман Хасаев

Прирост NPV в долгосрочной перспективе в результате мероприятий реинжиниринга ряда месторождений
NVP, МЛН Р.

1. Общий прирост NVP для компании
2. Романовское
3. Умсейское + Северное Памалияхское
4. Сугмутское
5. Холмогорское
6. Пограничное
7. Ярайнерское
8. Вынгаяхинское

Прошлый год можно считать знаковым в выработке нового подхода к освоению зрелых месторождений в «Газпром нефти». Подтверждение тому — стабилизация добычи в ноябрьском регионе, на долю которого приходится значительная часть месторождений компании в поздней стадии разработки. Причину успехов нужно искать не только в применении новых технологий, но и в комплексных мерах по повышению эффективности активов

Текст: София Зорина

Присутствие зрелых месторождений в портфеле активов любой нефтяной компании до последнего времени означало в первую очередь наличие больших сложностей: падающая добыча, растущие затраты и, соответственно, снижающаяся рентабельность разработки — вот основной комплекс проблем, характерных для этой категории промыслов. Причем объективные внутренние проблемы усугубляются воздействием внешних факторов, таких как рост налоговой нагрузки и тарифов естественных монополий. По оценке экспертов, кардинально повысить эффективность добычи «трудной» нефти можно лишь за счет налоговых преференций.

Впрочем, в сегодняшней ситуации, характеризующейся в первую очередь ухудшением качества запасов, старые активы становятся и источником новых возможностей. Помимо получения дополнительных объемов углеводородов за счет применения прогрессивных технологий, что все же значительно улучшает экономику разработки и продлевает жизнь месторождениям, истощенные промыслы — это еще и прекрасный полигон для отработки как новых технологий, так и новых подходов к оптимизации добычи. Тот, кто научится возвращать к жизни такие активы, более успешно будет разрабатывать и новые месторождения, а значит, повысит свою конкурентоспособность.

ОПТИМАЛЬНЫЙ ИНЖИНИРИНГ

Месторождения, находящиеся на поздних стадиях разработки — третьей и четвертой, — есть у всех западносибирских добывающих предприятий «Газпром нефти». Самый «старый» фонд — в ЯНАО, у «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Газпромнефть-Муравленко», приносящих компании треть всей добываемой нефти.

Постепенное снижение уровня добычи на «возрастных» месторождениях в базовом регионе и неумолимое стремление к нулю экономической эффективности их разработки стали стимулом для поиска и внедрения принципиально новых подходов к реанимации зрелых активов. Первый шаг в этом направлении был сделан в 2013 году — с выделением группы месторождений в активы с низкой экономической эффективностью. Именно они стали основным полигоном для реализации программы реинжиниринга, в рамках которой за счет моделирования инфраструктуры оптимизируются затраты на ее содержание.

Изношенность инфраструктуры и ее фактическая избыточность в условиях падающей добычи — проблема, характерная для большинства зрелых месторождений. Решать ее тем или иным образом пытаются все недропользователи, владеющие истощенными активами, однако «Газпром нефть» определенно можно причислить к новаторам в этой сфере. В компании решили выйти за рамки стандартного набора реинжиниринговых мероприятий, как правило, ограничивающегося заменой старого оборудования, начав формирование полноценного сценария оптимизации инфраструктуры. «В 2013 году специалисты „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза“ и Научно-технического центра компании (НТЦ) начали совместную работу по реинжинирингу инфраструктуры на ряде месторождений», — рассказал начальник департамента интегрированного проектирования (ДИП) НТЦ Евгений Армянинов.

Сначала предприятия, выступавшие заказчиками услуг, предоставляли исполнителю (ДИП) в качестве исходных данных только один, базовый профиль добычи. В НТЦ создавали несколько моделей развития инфраструктуры месторождения, содержащих предложения по модернизации трубопроводов, площадок подготовки нефти, энергоснабжения. «Структура нефтепромысла — это живой организм, где все объекты связаны между собой, — пояснил Юрий Максимов, заместитель генерального директора НТЦ по концептуальному инжинирингу. — Например, вывод из эксплуатации дожимной насосной станции (ДНС) или установки сброса воды с переводом потоков на близлежащие объекты позволяет оптимизировать затраты на эксплуатацию ДНС. Однако при этом растет давление в нефтесборных сетях, что повышает энергопотребление, затраты на подъем добываемой жидкости, возникают дополнительные риски, связанные с частотой прорывов. Учесть все эти нюансы — наша задача». Благодаря новому подходу в 2013 году удалось преобразить несколько месторождений, выведя из эксплуатации лишнее энергетическое оборудование (подстанции, трансформаторы и т.д.), оптимизировав систему подготовки нефти и систему трубопроводного транспорта, снизив затраты на их обслуживание и аварийные риски. Расчеты эффекта от реализации программы применительно к проектам 2013 года показывают, что в долгосрочной перспективе потенциально NPV может увеличиться на 1,45 млрд рублей при снижении уровня операционных затрат на 6,2%.

Для дальнейшего повышения эффективности процесса реинжиниринга в конце 2013 года было решено изменить подход. «Мы объединили наши усилия с департаментом геологии и разработки НТЦ, — рассказал Евгений Армянинов. — Была создана совместная группа, в которой геологи и разработчики занимаются прогнозированием добычи, подбором различных геолого-технических мероприятий, а мы в свою очередь для их профилей добычи рассчитываем инфраструктурные возможности». Таким образом, программа реинжиниринга вышла на новый виток, став комплексной, когда в расчет принимаются не только возможности наземного оборудования, но и геологическая и технологическая составляющая разработки месторождений.

ПОЛЕЗНАЯ ГЕОЛОГИЯ

Задачей 2014 года у объединенной команды реинжиниринга, сформированной из специалистов дочерних обществ компании, корпоративного центра и НТЦ, стало включение в расчеты комплексной программы сценариев по геологии и разработке, где особое внимание уделяется бурению и мероприятиям по интенсификации добычи. Первыми новый подход на себе опробовали четыре месторождения в ноябрьском регионе — Карамовское, Средне-Итурское, Западно-Ноябрьское и Новогоднее. «Время показало, что невозможно вести эффективную добычу в условиях, когда геологи, разработчики, обустройщики, буровики не обмениваются информацией на стадии создания программы разработки, — отметил главный геолог „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза“ Рустем Гималетдинов. — Пришло время взаимодействовать всем подразделениям, участвующим в судьбе месторождения».

В рамках нового подхода создается несколько сценариев разработки актива. На первом этапе предприятие предоставляет Научно-техническому центру компании всю необходимую информацию о месторождении, причем делается это не формально, а с учетом всех особенностей и многократными обращениями к сейсмикам, геологам, буровикам. Сгенерированный пул сценариев отдается на отработку специалистам по инфраструктуре, которые в свою очередь просчитывают все возможности и экономику проектов.

«На этом проекте в компании, пожалуй, впервые уже при создании геологических и технологических планов разработки учитывались инфраструктурные ограничения, — констатировал Рустем Гималетдинов. — Мало того, консультации со специалистами по обустройству месторождений помогли нам увидеть дополнительные возможности. Поиск новых вариантов порождает новые идеи, и, например, для Карамовского месторождения удалось сформировать целых девять сценариев разработки».

Важным результатом работы, проведенной за последние два года, стало создание базы данных, позволяющей оперативно просчитать возможности оптимизации инфраструктуры на месторождениях для изменившихся внешних условий. Также был создан шаблон ведения совместных проектов, значительно облегчающий взаимодействие сторон и позволяющий передавать опыт в другие добывающие предприятия компании.

«Для реализации проектов очень важно было определить порядок взаимодействия всех участников, — считает начальник управления перспективного развития „Газпром нефти“ Виктор Васюткин. — Это позволило нам наладить конструктивное общение между специалистами НТЦ и теми, кто работает непосредственно на промысле. Постоянный контакт и обмен информацией между сотрудниками обеспечили получение необходимых исходных данных для выполнения поставленных задач, ускорив порядок рассмотрения и согласования документации по этапам выполнения проекта».

ТЕХНОЛОГИИ В ТОЧКУ

Зрелые месторождения не терпят стандартного подхода — за годы эксплуатации образуется слишком много уязвимых мест, без учета которых невозможно рассчитывать на эффективную добычу. Это касается и геологии, и инфраструктуры, и технологий разработки. Казалось бы, есть трудности с добычей — применяй новые технологии и получай увеличение дебита. Но на деле все не так просто — непродуманное использование МГРП может очень быстро обернуться массовым обводнением и потерей скважины. Обычные системы поддержания пластового давления (ПДД) не работают для истощенных коллекторов и коллекторов со сложной геологией. И таких примеров множество.

«Геолого-технические мероприятия, которые мы применяем сегодня для интенсификации добычи, должны быть точечными, проверенными, — рассказал Виктор Васюткин. — Только так можно получить максимальную отдачу». Добиться такой адресности ГТМ и позволяет комплексный подход к составлению «плана на жизнь» для каждого месторождения. Все начинается с геологии, с построения концептуальной модели залежи. Если в условиях добычи «легкой» нефти достаточно провести минимум сейсмических и геологических исследований, чтобы определить местонахождение наиболее перспективных участков, то истощающиеся запасы обязывают геологов прибегать к более сложным моделям, определяя все особенности рождения и жизни залежи — условия осадконакопления, расположение трещин, толщину и залегание продуктивных слоев, водонефтяные границы. Эти детали дают возможность разработчикам делать адресные рекомендации и по применению МГРП, и по бурению многоствольных скважин, и по расположению систем поддержания пластового давления.

Результат подобных точечных мероприятий уже налицо. Наиболее показательны достижения «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»: если в 2010–2012 годах объем добычи предприятия сокращался на 6–8% в год, то в 2013 году удалось перевыполнить годовой бизнес-план и добыть 6,8 млн тонн нефти, сократив отрицательную динамику до 1,6%. А по итогам первых месяцев 2014 года выйти на рост добычи по сравнению с показателями соответствующего периода прошлого года.

Впрочем, отраслевые эксперты говорят о том, что кардинально повысить эффективность добычи «трудной» нефти позволит лишь создание прозрачной и обоснованной системы налоговых преференций. Но пока нефтяники и государство ищут компромисс, компаниям остается искать пути снижения затрат и увеличения выручки, и, как показывает опыт «Газпром нефти», делают они это вполне успешно. В следующем году к разработке комплексных программ по реинжинирингу и повышению эффективности активов присоединится «Газпромнефть-Муравленко», а до конца нынешнего года пилотные проекты будут реализованы в «Газпромнефть-Хантосе» и «Газпромнефть-Востоке».

Перед нами стояла цель — повысить эффективность деятельности дочернего общества компании за счет снижения операционных затрат и поддержания эффективного распределения капитальных затрат для дальнейшего развития актива. Достигается это путем всестороннего анализа альтернативных сценариев — комплексных планов развития, включающих в себя наборы мероприятий, начиная от геологии (анализ запасов) до точки сдачи продукции (коммерческих узлов учета).
Формирование альтернативных сценариев, их детальный технико-экономический анализ по всем системам месторождения с учетом анализа рисков позволяет сформировать комплексную программу повышения эффективности актива, принять взвешенное управленческое решение и включить его в комплексный проект развития актива (КПРА). Потенциальный портфель инициатив по направлениям составляется на основе предложений сотрудников НТЦ и специалистов дочерних предприятий и отдается на экспертизу в корпоративный центр.
Все сформированные сценарии в обязательном порядке оцениваются с точки зрения рисков — финансовых, геологических, технологических, экологических, строительных — и форс-мажорных обстоятельств, на базе которых формируется план по управлению рисками. Самый оптимальный вариант с точки зрения капитальных вложений, операционных затрат, срока окупаемости, экономического эффекта, экологических показателей и влияния на технологический процесс выбирается в качестве основополагающего по результатам взвешенной оценки критериев выбора лидирующих сценариев.

Станислав Силуянов
заместитель генерального директора — начальник управления перспективного планирования «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»