Линия добычи

Драйверы добычи и перспективные активы «Газпром нефти»

Текст: Александр Алексеев
Инфографика: Алексей Столяров

Запустив два крупнейших проекта — Мессояху и Новый Порт, — «Газпром нефть» создала прочную основу для развития на севере ЯНАО и роста добычи в ближайшие годы. Однако сегодня в фокусе внимания компании оказываются и новые регионы и направления. Это и проекты в малоизученной Восточной Сибири, геологоразведочные и опытно-промышленные работы на которых идут уже не один год, и новые активы в традиционных регионах присутствия. Что касается более отдаленной перспективы, основой развития «Газпром нефти» должны стать шельфовые проекты, а также освоение баженовской свиты и ачимовских залежей

Северная нефть

В 2016 году «Газпром нефть» ввела в эксплуатацию первую очередь Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения. Сегодня это самое северное континентальное месторождение России, введенное в разработку. Лицензия на разведку и освоение актива принадлежит «Мессояханефтегазу» — совместному предприятию «Газпром нефти» (осуществляет операционное управление проектом) и «Роснефти».

Хотя Мессояхская группа месторождений была открыта еще в 1980-х годах, ее разработка долгое время откладывалась из-за отсутствия в регионе транспортной инфраструктуры. Активная подготовка к освоению актива началась после решения о строительстве нефтепровода Заполярье-Пурпе, связывающего северные месторождения Тюменской области с нефтепроводной системой Восточная Сибирь — Тихий океан.

Восточно-Мессояхское месторождение отличается непростым геологическим строением: мощные газовые шапки, расчлененные, гидродинамически не связанные залежи, коллекторы с изменчивыми свойствами — все эти особенности вызвали немало сложностей при создании геологической модели и концепта разработки актива. Первые разведочные скважины и вовсе оказались сухими. Изменение представлений о геологии месторождения заставляло на ходу пересматривать планы бурения и обустройства инфраструктуры.

Для «Газпром нефти» Мессояха — один из самых высокотехнологичных активов, разработка которого без применения инноваций была бы невозможна. Добыча здесь ведется только из горизонтальных скважин с длиной горизонтальных участков около 1 км. Чтобы повысить нефтеотдачу и охватить как можно больше нефтеносных пропластков, здесь бурят «фишбоны» — горизонтальные скважины с несколькими боковыми ответвлениями.

Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское месторождения расположены на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от Нового Уренгоя

473 000 000
тонн нефти и газового конденсата и 188 млрд кубометров газа составляют извлекаемые геологические запасы Мессояхской группы месторождений

70%

запасов нефти Мессояхи — тяжелая, высоковязкая, смолистая, с низким содержанием светлых фракций

85 000 000 000
рублей составили инвестиции в проект Мессояха в 2010–2016 гг. Всего же до 2040 года в разработку месторождений планируется инвестировать 256 млрд рублей

Нефть Мессояхи вязкая и холодная, однако первоначальные опасения о возможных связанных с этим сложностях не оправдались. Несмотря на то что температура окружающей среды в регионе зимой опускается до —50—60 °C, в основном здесь используются стандартные технологии подготовки и транспортировки нефти. Дополнительный обогрев потребовался лишь на некоторых участках внутрипромысловых трубопроводов малого диаметра. Что же касается 98-километрового напорного нефтепровода, соединяющего месторождение с транспортной системой «Транснефти», в нем требуемая температура поддерживается лишь благодаря теплоизоляции.

Однако заполярная тундра — край вечной мерзлоты, и это требует особых подходов при строительстве инфраструктуры: чтобы избежать растепления вечномерзлых грунтов, все объекты подняты над поверхностью земли на сваях. Для этого на месторождение потребовалось доставить около 50 тыс. тонн свай. Забивка свайных полей заняла почти полтора года.

Отдельной непростой задачей стала организация доставки всех необходимых материалов и оборудования по территории, где нет стационарных дорог. Основой логистики стали зимние дороги, время действия которых в связи с глобальным потеплением становится все короче. Зимой же их работа то и дело прерывается метелями, которых в этих широтах бывает немало. Между тем грузопоток был впечатляющим. Если в 2014 году на месторождение доставили 32 тыс. тонн грузов, то в 2015-м — 176 тыс. тонн, а в 2016-м — уже 215 тыс. тонн.

При проектировании и строительстве напорного нефтепровода были учтены не только суровые климатические условия и сложный рельеф со множеством рек и ручьев, но и расположение священных для коренных жителей мест и оленьих пастбищ. На путях миграции оленьих стад были организованы специальные наземные переходы. А при пересечении рек, чтобы не нанести вреда экосистеме арктических водоемов, трубу прокладывали под их руслами методом наклонно-направленного бурения.

По планам к 2018 году добыча нефти на Восточно-Мессояхском месторождении должна достигнуть примерно 4 млн тонн в год. Выход к 2020 году на пиковую добычу в 6,5 млн тонн в год потребует строительства второй очереди инфраструктуры. Она сможет обслуживать и Западно-Мессояхское месторождение, разработка которого запланирована на более поздний срок.

Нефтегазовый кластер на Ямале

Помимо Мессояхи и Нового Порта к развивающейся нефтегазовой провинции на севере ЯНАО относятся еще несколько новых активов «Газпром нефти». Это Каменномысский нефтегазовый участок (сухопутная часть) с запасами 34,4 млрд кубометров газа, аукцион по которому «Газпром нефть» выиграла в 2016 году, а также Тазовское (72 млн тонн нефти, 4,6 млн тонн конденсата, 183,3 млрд куб. м свободного газа) и Северо-Самбургское (90,5 млн тонн нефти) месторождения, лицензии на которые компания получила в 2017 году.

В статусе оператора разработки в первом квартале 2017 года «Газпром нефть» переиспытала две скважины на Тазовском месторождении и начала подготовку к кустовому бурению. На Северо-Самбургском участке расконсервированы и переиспытаны две нефтяные скважины, проведены сейсмические исследования 3D, пилотное бурение намечено на зимний сезон 2017–2018 годов. Разработка этих месторождений позволит более эффективно использовать созданную в регионе инфраструктуру.

Курс на Новый Порт

Еще один стратегический проект «Газпром нефти» на Ямале — освоение Новопортовского месторождения. В 2016 году, после ввода в эксплуатацию ледового нефтеналивного терминала «Ворота Арктики», компания приступила к круглогодичной отгрузке нефти Нового Порта.

Новопортовское — первое месторождение углеводородов, открытое на полуострове Ямал. Наличие здесь значительных запасов нефти и газа было доказано еще в 1964 году, но отсутствие транспортной инфраструктуры долгое время оставалось непреодолимым фактором. К 1987 году на месторождении было пробурено 117 разведочных скважин, однако в активную фазу проект освоения актива вступил лишь после 2010 года, когда «Газпром» принял решение о его передаче «Газпром нефти». Сегодня оператором проекта выступает «Газпромнефть-Ямал».

До 2014 года на месторождении проводились геологоразведка и опытно-промышленные работы. Затем началось бурение эксплуатационных скважин. К настоящему времени объем инвестиций в развитие Новопортовского месторождения составил 186 млрд рублей, ожидаемые налоговые поступления за время реализации проекта превысят 1,5 трлн рублей.

Новопортовская свита включает несколько пластов, наиболее продуктивный из которых — пласт НП-4. Именно из него сегодня идет основная добыча. В 2017 году началась разработка нового нефтяного пласта — НП-8. Это второй по продуктивности пласт месторождения, который в ближайшие три года обеспечит около 25% добычи, а за весь период эксплуатации даст более 10% всей нефти Нового Порта. Всего до конца 2017 года на пласт НП-8 планируется пробурить 14, а до конца 2019-го — 50 нефтяных скважин.

Новопортовское месторождение расположено за Полярным кругом в юго-восточной части полуострова Ямал, в 250 км к северу от Надыма и в 30 км от побережья Обской губы

250 000 000
тонн нефти и 320 млрд кубометров газа (с учетом палеозойских отложений) составляют извлекаемые запасы Новопортовского месторождения

Novy Port — сорт нефти, добываемый на Новопортовском месторождении. Относится к категории легких.

186 000 000 000
рублей «Газпром нефть» инвестировала в развитие Новопортовского месторождения

Долгое время главным вызовом при разработке Нового Порта оставалась сложность транспортировки добываемого сырья. В итоге оптимальным решением была признана морская отгрузка нефти через мыс Каменный. В 2011 году опытная проводка атомного ледокола из порта Сабетта до мыса Каменного подтвердила возможность вывоза нефти морским путем и в зимний период. А первый танкер с ямальской нефтью отправился по Северному морскому пути к европейским потребителям летом 2014 года.

Баженовская перспектива

Освоение нефти баженовской свиты входит в разряд стратегических задач «Газпром нефти». Это геологическая формация, располагающаяся на глубине 2–3 тыс. м на территории Западной Сибири и содержащая огромные нефтяные ресурсы: от 100 до 170 млрд тонн. Однако извлечь их чрезвычайно трудно, ведь породы баженовской свиты имеют очень низкую проницаемость.

В «Газпром нефти» первый проект целенаправленного изучения этой формации для оценки потенциала ее вовлечения в разработку был запущен в 2013 году на Пальяновской площади Красноленинского месторождения. В рамках проекта разработан комплекс технологий, уже позволивший достичь больших успехов: две горизонтальные скважины, пробуренные в 2016 году, дали заметный приток нефти, подтвердив правильность выдвинутых гипотез.

В мае 2017 года Министерство энергетики РФ присвоило проекту «Газпром нефти» по изучению баженовской свиты статус национального. Отработка и совершенствование подхода продолжатся на базе центра, который создается на территории Ханты-Мансийского автономного округа совместно с администрацией ХМАО-Югры. В случае успешной реализации проекта уровень добычи «Газпром нефти» из залежей баженовской свиты в 2025 году может составить около 2,5 млн тонн в год.

С 2016 года отгрузка нефти на танкеры осуществляется с нефтеналивного терминала «Ворота Арктики», установленного в акватории Обской губы в 3,5 км от берега. Это уникальное техническое сооружение, рассчитанное на работу в экстремальных условиях. Терминал оснащен двух-уровневой системой противоаварийной защиты и отвечает самым жестким требованиям в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Технология «нулевого сброса» исключает попадание любых посторонних веществ в Обскую губу. Подводный трубопровод защищен дополнительной бетонной оболочкой.

Полномасштабную разработку Новопортовского месторождения сдерживали не только сложности с вывозом нефти, но и несовершенство технологий добычи. Низкопроницаемые коллекторы, расчлененность залежей, мощная газовая шапка требовали строительства горизонтальных и многоствольных скважин, проведения многостадийных гидроразрывов пласта. В 2016 году на Новопортовском месторождении была пробурена скважина с длиной горизонтального участка ствола 2000 метров — рекордный показатель для компании. А в 2017 году здесь успешно провели 20-стадийный гидроразрыв пласта по прогрессивной «бесшаровой» технологии.

Особенность Новопортовского месторождения — серьезный газовый фактор. Часть добываемого здесь попутного газа (ПНГ) предполагается закачивать обратно в газовую шапку для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи. Для этого на месторождении строится крупнейшая в России установка по закачке ПНГ в пласт, которая начнет работу летом 2017 года. В это же время будет принято решение о целесообразности строительства газопровода по дну Обской губы, который позволит монетизировать часть добываемого на Новопортовском месторождении газа.

Сейчас на месторождении эксплуатируется 85 скважин дебитом от 50 до 1100 тонн нефти в сутки, в том числе в 2017 году было завершено строительство 19 скважин суммарным дебитом 5163 тонны нефти в сутки. К маю этого года накопленная добыча на активе достигла 5 млн тонн. А в целом за 2017 год планируется добыть не менее 6 млн тонн нефти.

Новое развитие на старых активах

Ноябрьск — старейший регион присутствия «Газпром нефти». Большинство разрабатываемых здесь месторождений находится на поздних стадиях добычи. Однако открытие 2016 года делает регион новой перспективной точкой развития для группы компаний в целом, а для «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» обеспечивает стабильный рост добычи вплоть до 2025 года.

До недавнего времени Отдаленная группа месторождений (ОГМ) включала пять месторождений: Холмистое, Чатылькинское, Воргенское, Южно-Удмуртское и Равнинное. Их подтвержденные извлекаемые запасы составляли около 16 млн тонн нефти. Три из пяти (Холмистое, Чатылькинское и Воргенское) находились в эксплуатации, еще два были слишком малы для того, чтобы добыча на них могла стать рентабельной.

В 2016 году на Западно-Чатылькинском лицензионном участке, где в течение двух лет велись сейсморазведочные работы в 3D, были обнаружены ранее неизвестные залежи нефти. По предварительным оценкам, извлекаемые запасы всех залежей Западно-Чатылькинского месторождения и смежных с ним территорий могут составить от 40 до 70 млн тонн. При этом общие объемы запасов ОГМ вырастут в 4–5 раз.

более 40 000 000
тонн составят извлекаемые запасы Отдаленной группы месторождений

более 500 000 000
тонн нефти — извлекаемые запасы Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений

10 800 000
тонн в год составит добыча на месторождениях проектах Куюмба к 2029 году

Открытие существенно изменило ситуацию на всем активе: синергетический эффект от создания общей инфраструктуры позволит ввести в разработку прежде нерентабельные запасы. В результате пиковая добыча проекта ОГМ может составить здесь около 3 млн тонн нефти в год. Большим преимуществом станет и скорость ввода этих запасов: первая нефть на вновь открытом месторождении начнет добываться уже в 2018 году, а в 2023 году оно выйдет на этап промышленной эксплуатации.

Продвижение на восток

В перспективном портфеле «Газпром нефти» проект разработки Куюмбинской группы месторождений в Эвенкийском районе Красноярского края — один из крупнейших. Лицензии принадлежат компании «Славнефть-Красноярскнефтегаз» — совместному предприятию с равными долями «Газпром нефти» и «Роснефти». Наиболее крупные месторождения проекта — Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское.

Куюмбинское месторождение было открыто в 1973 году, однако долгое время оставалось законсервированным: в регионе отсутствовала инфраструктура, которая обеспечивала бы транспортировку нефти потребителям. Ситуация изменилась после запуска трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО) и принятия решения о строительстве «Транснефтью» ветки Куюмба — Тайшет протяженностью почти 700 км.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов к промышленной разработке. Пока принято решение о разработке двух зон, где ранее проводились опытно-промышленные работы. Планируемый уровень добычи — 1,6 млн тонн нефти в год, однако в случае успеха геологических работ он может быть увеличен. В начале 2017 года нефтепровод Куюмба — Тайшет был введен в эксплуатацию, а на Куюмбинском месторождении между тем началась реализация программы «Ранняя нефть». За год планируют добыть в общей сложности 295 тыс. тонн нефти. Полномасштабный запуск месторождения назначен на конец 2018 года.

Приближение Ачимовки

Огромный потенциал будущего развития связан и с освоением ачимовских отложений, распределенных практически по всей территории Западной Сибири. Ресурсы этого типа у «Газпром нефти» составляют более 10 млрд тонн нефти. Еще почти столько же состоит на балансе совместных предприятий и «Газпрома».

Небольшая часть ачимовской нефти находится в разработке уже сейчас, однако в основном эти ресурсы пока недоступны из-за своей низкой проницаемости. Возможности их промышленного освоения связаны с развитием технологий горизонтального бурения и стимулирования пласта. Но, как и баженовская свита, ачимовские залежи сильно различаются по своим характеристикам от региона к региону. Для определения наиболее перспективных участков и отработки технологии вовлечения этих запасов в компании создан проектный офис «Большая Ачимовка».

Чона — еще один крупный проект компании в Восточной Сибири, на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия), в 100 км от трубопровода ВСТО. В советский период Чонские месторождения, как и другие запасы Восточной Сибири, оставались за периметром активных разработок, хотя здесь велись геологоразведочные работы. К результатам исследований вернулись лишь в 2000-х, когда на правительственном уровне было принято решение о масштабном освоении Сибирской платформы и строительстве нефтепроводной системы ВСТО.

В 2011 году специалисты Научно-технического центра «Газпром нефти» проанализировали все имеющиеся данные по лицензионным участкам проекта и построили единую сейсмогеологическую модель, впоследствии подтвержденную результатами бурения. Эта масштабная работа позволила обосновать значительный прирост запасов проекта.

Сейчас на Чоне продолжается поисково-разведочное бурение, а также ведутся опытно-промышленные работы, направленные на определение оптимальной схемы разработки. Плановая дата ввода месторождений в промышленную эксплуатацию — 2021 год.

Выход в море

Помимо Приразломного месторождения, добыча нефти на котором началась еще в 2013 году, «Газпром нефть» имеет лицензии на несколько участков шельфа, где ведутся геологоразведочные работы. Промышленная разработка этих месторождений — вопрос не завтрашнего дня. Однако с учетом сложности проектов подготовка к их реализации идет уже сегодня.

Аяшский лицензионный участок в Охотском море расположен рядом с месторождениями проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Площадь участка — более 4 тыс. км2, около половины из которых уже охвачено 3D-сейсморазведкой. В 2016 году по результатам анализа геолого-геофизической информации были выбраны наиболее перспективные структуры для бурения поисково-разведочных скважин. Строительство первой такой скважины начнется в июне 2017 года.

Всего лишь в 60 км от Приразломного в центральной части Печорского моря расположено Долгинское нефтяное месторождение. На участке уже проведены 2D- и 3D-сейсморазведочные работы, а также пробурены четыре разведочные скважины. В 2017-м здесь планируется продолжить 3D-сейсморазведку. Полученные данные позволят актуализировать геологическую модель актива и приступить в 2018–2019 гг. к строительству поисково-оценочной скважины на девонские отложения.

«Газпром нефть» ведет геологоразведочные работы сразу на нескольких участках шельфа Охотского, Баренцева и Чукотского морей. Их разработка — вопрос отдаленной перспективы, но подготовка к ней уже началась

более 100 000 000 тонн
условного топлива составляют геологические ресурсы Аяшского лицензионного участка на шельфе Охотского моря

Еще один лицензионный участок в Печорском море — Северо-Западный. Проведенные здесь сейсморазведочные работы категории 2D объемом 12,8 тыс. погонных км позволили выявить несколько групп перспективных структур. В 2017 году компания планирует выполнить технико-экономическую оценку освоения потенциальных месторождений, а в 2018-м — начать сейсморазведку в 3D.

Хейсовский лицензионный участок находится в северной части Баренцева моря. Глубина моря здесь доходит до 500 м, а природно-климатические условия чрезвычайно сложны: на северо-западе и северо-востоке от участка льды могут держаться круглый год. Степень изученности блока пока невысокая. В 2017 году планируется завершить работы по построению региональной бассейновой модели участка, а в 2018–2020 гг. — продолжить сейсморазведочные работы 2D.

В июне 2014 года «Газпромнефть-Сахалин» также получила право на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов в пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка, который занимает 117 тыс. км2 на северо-востоке Восточно-Сибирского и северо-западе Чукотского морей. В 2017 году планируется выполнить расчет прогнозных технологических показателей разработки и характеристик потенциальных месторождений, а также начать подготовку к проведению 2D-сейсморазведочных работ 2018–2020 гг.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ