Между Европой и Азией – Журнал «Сибирская нефть»

Между Европой и Азией

Текст: Александр Алексеев
Фото: Стоян Васев

«Газпромнефть-Оренбург» — небольшой, но быстрорастущий актив. Каждое его месторождение — особенное, и, чтобы успешно добывать здесь нефть, постоянно приходится искать новые нестандартные решения, тщательно подбирать технологии и повышать эффективность. Корреспондент «Сибирской нефти» посетил Оренбургскую область, чтобы узнать о планах по развитию предприятия, увидеть объекты, построенные в рамках газовой программы, и понаблюдать за тем, как на Капитоновском месторождении работает новейшая буровая установка

Нефтяные вышки среди подсолнухов

Мы привыкли к тому, что нефтедобыча сегодня все больше происходит в регионах по разным своим характеристикам экстремальных: в сибирской тайге, заполярной тундре, на шельфах северных морей, среди пустынь. Земля прячет свои богатства там, куда трудно добраться и где непросто жить. Суровые зимы (или, наоборот, изнуряющая жара), отсутствие дорог, огромные расстояния, дикие звери, оленьи пастбища, малолюдные, совершенно необжитые территории...

С этой точки зрения Оренбургская область для «Газпром нефти» представляет скорее исключение. И хотя континентальный климат региона нельзя назвать мягким — зимы здесь довольно холодные, а летом бывает очень жарко, — все-таки это совсем не ямальская стужа и не иракский зной.

Здесь нет вахтовиков, как на Крайнем Севере. Для многих сотрудников предприятия это родные места, где прошли их детство и юность. Добыча нефти и газа идет вблизи от самых обычных поселков, жилых домов, а углеводородные месторождения соседствуют с сельскохозяйственными угодьями. Вот куст скважин на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. А вот, с другой стороны от дороги, комбайн собирает урожай подсолнечника.

Но все же и Оренбург не лишен крайностей. В конце концов, именно здесь проходит край — граница, пусть и достаточно условная, между Европой и Азией. Еще одна граница, вполне официальная, между Россией и Казахстаном, тоже совсем близко. Сам Оренбург, возникший когда-то как военный форпост Российской империи в регионе, был еще и важной точкой на торговом пути между Средней Азией и Россией. Слияние культур, противостояние и взаимное влияние цивилизаций стали той основой, из которой, как тюльпан в весенней оренбургской степи, проросла местная своеобразная идентичность.

До крайности разнообразны и месторождения, на которых здесь добывают нефть. В отличие, например, от Западной Сибири, где на больших территориях могут располагаться достаточно близкие по условиям добычи месторождения, на Оренбуржье каждый актив не похож на другой. Но обо всем по порядку.

С Востока на Запад

Месторождения и лицензионные участки «Газпромнефть-Оренбурга» делятся на два кластера — восточный и западный. Первый включает всего один актив, зато какой: Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ). Месторождение-гигант, промышленная добыча газа на котором началась еще в 1974 году, по-прежнему далеко от истощения. Нефтяная оторочка в его восточной части стала тем активом, с которого, собственно, и началась история «Газпромнефть-Оренбурга». В 2008 году новая компания была создана на базе совместного предприятия «Газпрома», доли других акционеров которого были со временем выкуплены.

Запасы ВУ ОНГКМ составляют свыше 100 млн тонн нефти и порядка 66 млрд кубометров газа. Особенность Восточного участка состоит в том, что нефть здесь добывают преимущественно газлифтным способом. Это возможно благодаря высокому газовому фактору месторождения: часть добываемого попутного газа компрессорами закачивают в скважины, чтобы помочь жидкости подняться на поверхность.

За Восточным участком последовали новые приобретения. В 2011 году первые два месторождения западного кластера — Царичанское и Капитоновское — перешли под контроль «Газпром нефти». Если Восточный участок достался уже с готовой инфраструктурой, на крупном для региона Царичанском (сегодня оно объединено вместе с находящимся на том же участке Филатовским месторождением) к тому моменту было построено лишь несколько скважин, основную часть инфраструктуры пришлось создавать с нуля.

Небольшое Капитоновское месторождение к тому времени уже пять лет находилось в разработке. И хотя сегодня это зрелый актив, бурение здесь продолжается, а добычу за ближайшие три года предполагается увеличить в полтора раза — с сегодняшних 200 тыс. тонн в год до 300 тыс. тонн. Нефть Капитоновского месторождения высококачественная и более дорогая, поэтому ее не объединяют вместе с остальной продукцией компании, а продают отдельно и транспортируют по железной дороге: на месторождении есть собственный железнодорожный нефтеналивной терминал.

В 2012 году «Газпром нефть» получила контроль над компанией «Живой исток», владеющей лицензиями на геологическое изучение Уранской площади и на разведку и добычу на уже открытом здесь Балейкинском месторождении. Сегодня Уранская площадь — один из драйверов развития компании. Здесь уже открыты Новосамарское и Новозаринское месторождения. Ожидаются открытия еще нескольких небольших месторождений.

Через два года западный кластер компании пополнился еще двумя лицензиями: Кувайским и Ягодным лицензионными участками. А совсем свежие приобретения были сделаны в 2018-м: это Солнечный участок в Ташлинском районе Оренбургской области, а также Похвистневский и Савицкий участки на западе региона.

Последние два интересны тем, что с ними связаны залежи доманикового комплекса — нового для «Газпром нефти» и пока малоизученного типа нетрадиционных запасов. Однако доманик во многом схож с баженовской свитой, технологии разработки которой «Газпром нефть» уже подбирает в рамках национального проекта в ХМАО.

Специалисты считают, что перспективы разработки отложений доманика колоссальны. Только в Волго-Уральском бассейне, по предварительной оценке «Газпром нефти», извлекаемые запасы углеводородов составляют 3–6 млрд тонн нефти.

Как и для бажена, базовая технология разработки доманика — горизонтальная скважина с многостадийным гидроразрывом пласта. Однако варианты конструкции скважины, дизайна и технологических параметров ГРП, обеспечивающих коммерческую добычу доманиковой нефти, должны подбираться индивидуально. Для этих целей на базе Савицкого участка планируется создать технологический полигон по исследованию нетрадиционных запасов доманика и испытанию технологий его промышленной разработки.

Растущий актив

Интересная особенность «Газпромнефть-Оренбурга» состоит в том, что это достаточно молодое и активно растущее предприятие, находящееся при этом в традиционном регионе нефтедобычи. Нефть в Оренбургской области добывают с 1937 года, так что, можно сказать, это зрелая нефтяная провинция. Впрочем, далеко не вся ее территория хорошо исследована: каждый год в регионе распределяют около десятка новых лицензионных участков, а новые месторождения обнаруживаются даже в хорошо освоенной западной части — что уж говорить о востоке области, где масштабные поисковые работы еще не велись.

Добыча в «Газпромнефть-Оренбурге» год от года уверенно растет. С 2011-го по 2017- й объемы добычи углеводородов увеличились в 2,67 раза. В планах компании на ближайшую трехлетку — расти в среднем до 20% в год, отмечает генеральный директор «Газпромнефть-Оренбурга» Ирек Хабипов.

Основной вклад (около 75%) в этот рост внесет Восточный участок — за счет масштабной программы по строительству новых скважин. Добывающий фонд месторождения уже сегодня составляет более 350 скважин. Объемы бурения за этот год составят 74 скважины, в планах на 2019 год — еще 76 скважин. Сегодня на месторождении добывают 4,5 тыс. тонн в сутки, к концу 2018 года этот показатель, по прогнозу, вырастет до 5 тыс. тонн. По словам Ирека Хабипова, общий объем инвестиций в развитие компании (геологоразведка, бурение, инфраструктура) в ближайшие три года составит около 60 млрд рублей.

Сегодня доля «Газпромнефть-Оренбурга» в общей добыче «Газпром нефти» — около 4,5%. Однако к 2022 году она должна вырасти до 7–8%, отмечает Андрей Воропаев, начальник департамента добычи нефти и газа «Газпром нефти», а в 2015–2018 годах — генеральный директор «Газпромнефть-Оренбурга». При этом доля газа в структуре добычи вырастет с сегодняшних 40 до 50%.

Кстати, именно газ стал причиной того, что в последние два года темпы роста добычи несколько снизились: газовый фактор оренбургских месторождений достаточно высок и инфраструктура не поспевала за растущими объемами попутного газа. Однако сегодня у предприятия есть все возможности для его эффективной утилизации. Часть газа используется на собственные нужды: на месторождениях есть свои энергокомплексы. Кроме того, газ Капитоновского месторождения направляется в газотранспортную систему, а газ ВУ ОНГКМ — на Оренбургский газоперерабатывающий завод (кстати, крупнейший в Европе).

Для этого в 2016 году был построен высоконапорный газопровод длиной 51 км. Газопровод сделан из особо устойчивых к коррозии материалов и с соблюдением повышенных требований безопасности, ведь по нему транспортируется сырой, неподготовленный газ с высоким содержанием сероводорода, рассказывает заместитель генерального директора по добыче, подготовке и переработке газа «Газпромнефть-Оренбурга» Игорь Липатников. Кроме того, в 2018 году на том же Восточном участке заканчивается строительство нового газоперекачивающего комплекса мощностью более 5 млрд кубометров газа в год, которое завершит реализацию газовой программы месторождения и откроет возможности для эффективного и безопасного развития актива на много лет вперед.

Сложные запасы

Как уже было сказано, геология региона чрезвычайно разнообразна, и это ставит перед нефтяниками немало трудных задач. Неслучайно оренбургские активы стали для «Газпром нефти» одним из важнейших полигонов для испытания и внедрения инновационных решений. В первую очередь это касается бурения, с которым на оренбургских месторождениях по началу возникало немало проблем.

Особенность Оренбургского месторождения — карбонатные коллекторы. Их сложная структура, низкая проницаемость и состав породы требуют особых подходов, не таких, которые используют на более традиционных терригенных коллекторах. Один из методов воздействия, который применяется здесь достаточно широко, — кислотный гидроразрыв пласта.

А в 2017 году компания впервые провела здесь многостадийный кислотно-проппантный гидроразрыв, который позволил повысить продуктивность скважин по сравнению со стандартной процедурой кислотного МГРП. Опыт по разработке карбонатных коллекторов востребован сегодня не только в «Газпром нефти», и компания участвует в работе международного консорциума, направленного на изучение такого типа залежей.

На Царичанском месторождении более традиционные терригенные коллекторы. Однако бурение здесь поначалу также шло тяжело из-за твердых пород и катастрофических поглощений раствора. Разнообразные осложнения приводили к тому, что на строительство скважин уходило слишком много времени и средств.

Из-за этих региональных особенностей именно «Газпромнефть-Оренбург» стал площадкой, с которой в «Газпром нефти» началась реализация проекта «Технический предел в бурении» Основная цель проекта «Технический предел» — безопасное бурение в минимально возможные сроки и с минимальными затратами. Результата удается достичь за счет лучшего планирования, лучшей подготовки и вовлечения персонала. . «Техпредел» был начат в «Газпромнефть-Оренбурге» для того, чтобы найти режимы работы, которые позволят снизить сроки и удешевить бурение. В результате были достигнуты впечатляющие результаты. Время бурения сократилось вдвое, и почти на 50% снизилась стоимость«, — вспоминает Андрей Воропаев.

Однако в какой-то момент возможности организационных изменений оказались по большей части исчерпаны, в дело вступили технологии. То, как работает здесь самое современное оборудование, мне удалось увидеть воочию во время поездки на Капитоновское месторождение. Здесь с начала 2018 года используется буровая установка «Сарацин». Компактная — в два раза ниже обычных — установка многие операции способна выполнять в два раза быстрее. «В результате сроки строительства скважин на месторождении сократились на 30%», — рассказал начальник управления супервайзинга «Газпромнефть-Оренбурга» Александр Глебездин. При этом на спуско-подъемных операциях задействован минимум персонала, люди меньше подвергаются риску, значительная часть работы автоматизирована.

Когда посреди оренбургских степей наблюдаешь, как изящно и быстро эта красивая установка собирает и спускает в скважину бурильные трубы, понимание того, что отрасль становится все более технологичной и безопасной, приходит сразу и без дополнительных объяснений. Однако это лишь верхушка айсберга. Многие изменения, в первую очередь связанные с цифровизацией процессов, скрыты от глаз. Так, сторонний наблюдатель вряд ли догадывается, что кроме него, сотрудников «Газпромнефть-Оренбурга» и бурового подрядчика за бурением скважины на Капитоновском месторождении в тот же самый момент следят и специалисты Центра сопровождения бурения в Санкт-Петербурге. «Одна голова хорошо, а две лучше» — при строительстве сложных скважин этот принцип уже не раз доказывал свою действенность.

Еще одна цифровая инициатива в бурении, которая будет испытана на Капитоновском месторождении в ближайшее время, — оснащение всего оборудования радиочастотными метками, для того чтобы в автоматическом режиме учитывать, сколько часов отработали каждый узел, бурильная труба, фильтр. Это необходимо, чтобы вовремя провести профилактический ремонт или заменить отработавшую деталь. Система позволит избежать ошибок, которые время от времени могут возникать при ручном учете, а также поможет автоматизировать такие процессы, как заказ нового оборудования.

Целый комплекс технологий (пеноцементирование, применение высокоэффективных долот, буровых растворов на углеводородной основе) был подобран для Царичанского месторождения, что позволило справиться с обвалами и катастрофическими поглощениями бурового раствора, затруднявшими разработку актива.

Месторождение со щитом

Еще одна специфическая сложность, с которой приходится иметь дело нефтяникам Оренбуржья, — высокое содержание сероводорода в добываемом продукте. Среди активов «Газпром нефти» этот опасный газ присутствует на Восточном участке ОНГКМ.

Сероводород — фактор риска, однако безопасности здесь уделяется большое внимание. Датчики, установленные на всех скважинах, использование противогазов, автоматизация, минимум людей на объектах — все эти меры позволяют избежать серьезных происшествий.

Дополнительно усиливать меры безопасности заставляет и то, что прямо по периметру месторождения находится 16 населенных пунктов, в которых живет 13 тыс. человек. Программа «Щит», которую реализует «Газпромнефть-Оренбург», направлена на защиту не только персонала предприятия, но и местных жителей. В поселках по соседству будут установлены датчики загазованности, уже работают три стационарных пункта мониторинга. Есть и мобильные лаборатории, готовые в любой момент выехать по вызову и проверить жалобу на подозрительный запах, даже если к сероводороду он не имеет никакого отношения. Данные со всех датчиков и пунктов мониторинга стекаются в диспетчерский пункт.

Как рассказал сменный инженер службы мониторинга газовоздушной среды «Газпромнефть-Оренбурга» Вячеслав Ануфриев, на первом этапе программы будет установлено десять стационарных пунктов мониторинга в близлежащих населенных пунктах. Появится и еще одна передвижная лаборатория-вездеход. Кроме того, идет разработка программного комплекса, который будет анализировать информацию со всех датчиков и просчитывать возможную зону загазованности с учетом направления ветра и температуры.

Безопасность, новые цифровые технологии, расширение ресурсной базы, эффективное бурение — за десять лет (предприятие отметит юбилей в декабре) в Оренбургской области была заложена хорошая основа для будущего развития. Но следующее десятилетие обещает быть не менее интересным и содержательным: новые открытия и приобретения, рост добычи, выход на ресурсы доманика, продолжение цифровизации активов. Хорошие новости из Оренбурга не заставят себя ждать.