Управление депрессией

Управление депрессией

Проблемы и перспективы разработки нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений

Текст: Александр Алексеев
Фото: Александр Таран, GETTY IMAGES
Инфографика: Татьяна Удалова

Нефтяные оторочки относятся к тем запасам, которыми раньше пренебрегали. Однако фраза о том, что легкой нефти в мире уже не осталось, стала аксиомой, а если принимать во внимание темпы развития технологий добычи, такие активы становятся все более привлекательными. Для «Газпром нефти» эта тема тем более актуальна: нефтяные оторочки есть на многих газоконденсатных месторождениях, которые разрабатывает «Газпром»

Нефтяной оторочкой называют нефтяную часть двухфазной залежи, газ в которой занимает намного больший объем, чем нефть.ьДля «Газпром нефти» это в первую очередь активы материнской компании — «Газпрома», освоение которых рассматривается как одно из перспективных направлений развития ресурсной базы компании.

В настоящее время «Газпром нефть» ведет работу на пяти подобных проектах: на Чаяндинском, Заполярном, Оренбургском и Западно-Таркосалинском месторождениях, а также на Уренгойской группе активов (Ен-Яхинское, Песцовое и Уренгойское). В перспективе рассматривается Тазовское месторождение.

Все эти активы — нефтегазоконденсатные месторождения, где «Газпром нефти», согласно Стратегии нефтяного бизнеса «Газпрома», передается в работу нефтяная часть, то есть одна или несколько нефтяных оторочек.

В каждом случае выбирается своя схема работы. Если добыча нефти не обещает заметного экономического эффекта, но необходима с точки зрения комплексного освоения актива и промысел перспективен по газу, «Газпром нефть» выступает как оператор, а ее участие может ограничиться опытно-промышленными работами (ОПР). Если по итогам ОПР будет установлено, что добыча нерентабельна, по согласованию с недропользователем может быть инициирован пересмотр лицензионных обязательств по добыче нефти. Там же, где проект экономически привлекателен, принимается решение об инвестициях.

Нефтяная оторочка

Нефтяная оторочка — тонкая прослойка нефти между значительно большей по объему газовой шапкой и водоносным слоем

Проекты реализует специально созданная в 2014 году дочерняя структура — «ГазпромнефтьЗаполярье». В работах на месторождениях также задействованы добывающие предприятия. Так, «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ведет работы на Чаяндинском, Заполярном и на Уренгойской группе месторождений. В сфере ответственности «Газпромнефть-Оренбурга» — Оренбургское месторождение. «Газпромнефть-Муравленко» займется Западно-Таркосалинским месторождением.

Непростые запасы

Главная особенность нефтяных оторочек — небольшая мощность пласта: от 2–3 до 15 м. Над нефтяным слоем — значительно превосходящая его по объему газовая шапка, которая, как правило, находится с нефтью в динамической связи. «При интенсивной разработке нефтяной оторочки очень быстро происходит прорыв газа, поэтому важно выдерживать депрессию на пласт на определенном уровне, — рассказал руководитель проекта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения „Газпромнефть-Заполярье“ Владимир Куриннов. — После прорыва газа получить требуемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет уже невозможно». При этом экономически обоснованный КИН нефтяных оторочек, как правило, не превышает 15 %, а дальнейший его рост за счет увеличения количества скважин снижает рентабельность проекта.

Основной принцип разработки нефтяных оторочек — регулируемая депрессия на пласт*. Высокая депрессия в обычной наклонно направленной скважине обеспечивает увеличение дебита, то есть больший приток к скважине нефти в единицу времени. Однако при наличии газовой шапки и близкого водоносного слоя высокая депрессия может способствовать прорыву к забою газа и образованию водяных конусов. Поэтому при разработке нефтяных оторочек, чтобы вовлечь в работу большие зоны пласта, не создавая при этом высоких депрессий, используются горизонтальные скважины. Но и здесь есть свои проблемы: в связи с тем, что мощность пласта небольшая, при проводке горизонтальных стволов требуется очень высокая точность. Значит, необходимо повышение качества проектирования, что требует проведения более тщательных исследований расположения границ газонефтяного и водонефтяного контактов.

Применение такой полезной в других случаях технологии, как гидроразрыв пласта, требует особой осторожности, так как появление вертикальных трещин в пласте малой мощности также способно вызвать прорыв газа. Наконец, на таких месторождениях действуют требования промышленной безопасности для газовых скважин, значительно более жесткие, чем для нефтяных. Все это влечет за собой более высокие капитальные затраты.

Одно из ключевых правил разработки месторождений с нефтяными оторочками — равномерная разработка нефтяной и газовой частей.

Добывать или списывать?

В целом несмотря на все трудности нефтяные оторочки успешно разрабатываются во многих странах: Норвегии, Малайзии, Индонезии, Австралии, Тринидаде и Тобаго и др.

Например, нефтяная часть месторождения Тролль на норвежском шельфе имеет нефтяную оторочку толщиной 11–13 м. Для того чтобы извлечь из нее нефть, было пробурено 110 горизонтальных добывающих скважин, 28 из них — многоствольные. Скважины оборудовались противопесочными фильтрами и устройствами управления притоком. Добыча нефти здесь началась в 1995 году — на полгода раньше, чем добыча газа. Разработкой газовой части занималась компания Statoil, а нефтяной — Hydro (до объединения со Statoil в 2007 году — самостоятельная нефтегазовая компания). Хотя пики добычи нефти на месторождении (18 млн тонн в год) были пройдены в начале 2000‑х, ее продолжают добывать и сегодня (текущий объем добычи — около 6 млн тонн в год).

Для борьбы с образованием конусов обводнения и прорывами газа на газонефтяных месторождениях Малайзии применяют устройства управления притоком и интеллектуальные системы заканчивания скважин. Используется барьерное заводнение у поверхности водонефтяного и газонефтяного контактов.

На месторождении Снэппер в Австралии разработка тонкой нефтяной оторочки (толщина пласта 4–8 м) началась еще в 1981 году. Рыночная ситуация была такова, что у эксплуатирующих месторождение компаний Esso Australia и BHP не было необходимости форсировать здесь добычу газа, пока другие месторождения позволяли удовлетворить существующий спрос на «голубое топливо». Поэтому было принято решение использовать для добычи нефти часть скважин, на которых позднее должна была начаться добыча газа.

Ряд проектов, связанных с разработкой нефтяных оторочек, есть и в России. Так, например, компания «Сургутнефтегаз» на Федоровском и Лянторском месторождениях успешно добывала нефть из пластов толщиной 8–12 м с использованием горизонтальных скважин.

Владимир Коробкин,
начальник департамента перспективного развития и проектной деятельности блока разведки и добычи «Газпром нефти»:

Нефтяные оторочки (подгазовые залежи) — перспективный класс запасов: у них значительный потенциал как в России, так и за рубежом. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем и при разработке трудноизвлекаемых запасов в целом. Кроме того, ко многим таким активам в России «Газпром нефть» получает эксклюзивный доступ, так как они принадлежат нашей материнской компании — «Газпрому». Участие «Газпром нефти» позволяет повысить эффективность управления нефтяным портфелем Газпрома", при этом в каждом проекте мы ищем и находим свой формат взаимовыгодного сотрудничества с недропользователем.

«Инвестировать средства в такие проекты имеет смысл только в том случае, если они позволяют получать прибыль. А на нефтяных оторочках это далеко не всегда возможно даже при условии перевода их в категорию трудноизвлекаемых запасов и получения соответствующих налоговых льгот», — отмечает генеральный директор «Газпромнефть-Заполярье» Дмитрий Махортов.

Решающее влияние на уровень рентабельности оказывают такие параметры, как размер запасов и наличие нефтяной инфраструктуры в регионе. Именно отсутствие последней зачастую становится сдерживающим фактором. Безусловный интерес представляют проекты, где рентабельность добычи из нефтяной части по показателю PI (индекс рентабельности инвестиций) превышает 1,25. Если уровень рентабельности ниже, для положительного решения необходимы дополнительные веские основания. Но, как правило, если добыча нефти признается нерентабельной, такие запасы нужно списывать или по крайней мере откладывать их разработку в расчете на появление новых технологий.

Понять реальную перспективу каждой оторочки позволяют опытно-промышленные работы. Специалисты компании оценивают, может ли применение тех или иных технологий обеспечить приемлемый уровень рентабельности. Если это невозможно, готовится обоснование для запроса о списании запасов в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых. И такой прецедент на активах «Газпрома» уже есть. Так, в апреле 2016 года были списаны не подтвердившиеся запасы на одном из пластов месторождения Заполярное: пробуренные разведочные скважины показали, что в настоящее время нефти там нет.

* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине.

5 оторочек «Газпром нефти»

Смотреть в большом размере

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ