Программа «Газпром нефти» против COVID-19

Подробнее
Разведка и добыча: главные проекты — Журнал «Сибирская нефть» — №173 (июль-август 2020)

Разведка и добыча: главные проекты


Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС
Разведка и добыча: главные проекты

Как «Газпром нефть» пришла в Арктику и почему намерена там остаться? Зачем нефтяной компании заниматься газовыми проектами? Как нейронные сети и другие цифровые технологии сегодня меняют бизнес по добыче углеводородов? Ответы на ключевые вопросы о прошлом, настоящем и будущем компании в сегменте upstream — в обзоре «Сибирской нефти»

Геологоразведка и добыча: важнейшие месторождения, проекты и технологии

Геологоразведка и добыча: важнейшие месторождения, проекты и технологии Смотреть в большом размере

Курс на Арктику

История «Газпром нефти» — это история постепенного продвижения в Арктику. Почему так получилось? Когда-то компания была создана на активах, расположенных в ХМАО и южной части ЯНАО, достаточно далеко от Заполярья. Через некоторое время к ним добавились новые активы и лицензии, но они по-прежнему располагались преимущественно в традиционных регионах нефтедобычи в Западной Сибири. Однако получение лицензий и последующая реализация в 2010-х годах нескольких крупных проектов в Арктике, уникальных как по масштабу, так и по сложности, вывели компанию на совершенно новый уровень. Уже сегодня на эти проекты приходится более 20% в добыче компании. А через три года доля арктических проектов в общем портфеле добычи «Газпром нефти» составит порядка 30% и в дальнейшем продолжит рост.

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

Судьбоносные активы

Не будет преувеличением сказать, что запуск двух арктических мегапроектов — «Нового Порта» и «Мессояхи» — во многом сформировал современную «Газпром нефть». Здесь приобретался опыт управления крупными проектами, формировались команды, осваивались новые технологии, набивались шишки.

На Восточно-Мессояхском месторождении сюрприз преподнесла геология. Результаты геологоразведки оказались слишком оптимистичными. Когда же дело дошло до эксплуатационного бурения, стало понятно, что геологическое строение месторождения куда сложнее, чем предполагалось вначале: вместо монолитного пласта — множество отдельных пропластков. Чтобы выйти на запланированные показатели, потребовалось в спешном порядке менять схему разработки, разбуривать в первую очередь более продуктивные зоны, а параллельно искать новые технологии для разработки проблемных участков. Но в итоге все получилось, и Мессояха стала очень успешным проектом.

Разработка огромных запасов Новопортовского месторождения долгое время представлялась нефтяникам бесперспективной затеей, и в первую очередь из-за отсутствия доступных возможностей по транспортировке добытой нефти. В «Газпром нефти» изучили множество вариантов и в итоге выбрали самый сложный и в своем роде уникальный: вывоз продукции морем. Уникальный, потому что никто еще не реализовывал таких проектов в условиях, подобных мелководной и покрывающейся двухметровым льдом Обской губе. Но «Газпром нефти» это удалось. Компания построила в Обской губе нефтеналивной терминал, обзавелась собственным ледокольным флотом. И сейчас «Новый Порт» отгружает потребителям около 8 млн тонн нефти в год.

Почему Арктика

Имея уникальный опыт реализации крупных проектов в арктических регионах, почему бы не использовать его вновь? Ведь в Арктике сосредоточены огромные ресурсы полезных ископаемых. В настоящее время здесь добывается десятая часть общемировых объемов нефти и четвертая часть природного газа. По разным оценкам, в Арктике расположено около 20–25% неразведанных мировых ресурсов углеводородов. 60% из них приходится на долю России.

Уже сегодня новыми точками роста добычи жидких углеводородов для «Газпром нефти» становятся такие проекты, как разработка нефтяных оторочек Ен-Яхинского и Песцового месторождений. На ранних этапах геологоразведки находятся еще более северные и удаленные проекты на полуостровах Гыдан и Таймыр. Ближайшие планы компании связаны с Лескинским участком на левом берегу устья Енисея, где до конца года планируется начать бурение. К Арктической зоне относятся и новые проекты на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях. Однако о них речь дальше (см. стр. 26).

«Приразломная» — гостья из будущего

Проект «Приразломное» — безусловно, визитная карточка «Газпром нефти». Первый проект добычи нефти, реализованный на арктическом шельфе России, уникальная морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП), способная выдержать любой шторм и давление льдов, — не удивительно, что проект долгое время находится в центре внимания общественности и профессионалов.

Перспективный шельф

Вообще, шельфовые проекты — одни из самых сложных в нефтедобыче, а арктические условия возводят эту сложность в квадрат. На Приразломном месторождении «Газпром нефть» доказала: добывать и транспортировать нефть в суровых условиях арктических морей можно безопасно, экологично и эффективно. Почему это важное открытие? По оценкам специалистов, большая часть углеводородных ресурсов российской Арктики находится именно на шельфе, однако до Приразломного опыта работы с ними фактически не было.

Сегодня из-за непростой ситуации в отрасли для новых шельфовых проектов не самое благоприятное время. Так что арктический шельф — будущее российской нефтедобычи. Но готовиться к этому будущему нужно уже сегодня. За последние годы «Газпром нефть» провела значительные объемы геолого-разведочных работ на своих шельфовых лицензионных участках: около 20 тыс. погонных метров сейсмики, 7 тыс. кв. км 3D-сейсмики, три скважины пробурены на шельфе Охотского моря.

Сейчас компания анализирует полученные данные и обсуждает перспективы дальнейшей работы с потенциальными партнерами. Ближайшие возможности на шельфе «Газпром нефть» связывает с шельфом Сахалина, где в 2017 и 2018 годах она открыла два новых нефтяных месторождения — «Нептун» и «Тритон».

Жизнь на острове

Платформа «Приразломная» — рукотворный остров в открытом море. Одновременно здесь работают более 200 человек. На платформе 104 двухместных жилых каюты. В каждой есть туалет, душ и телевизор, подключенный к спутниковой антенне. Работа ведется круглосуточно, в две смены, но на «Приразломной» есть чем заняться и помимо работы: здесь работают спортзал, сауна и даже кинозал, рассчитанный на 94 человека.

А еще на «Приразломной» играют в футбол. Летом 2016 года на платформе впервые в Арктике состоялся футбольный матч с участием нефтяников и игроков футбольного клуба «Зенит». Мини-поле для игры разместили на крыше шлюпочной палубы. На нем встретились две команды по пять человек. В каждую вошли профессиональные футболисты и работники платформы. Матч состоял из двух таймов по 15 минут и закончился со счетом 14 : 10.

Женская работа

Хотя сегодня гендерные стереотипы все меньше определяют выбор профессии, работу нефтяника на месторождении, да еще и в Арктике, на шельфе, многие по-прежнему считают слишком тяжелой и опасной, а потому не женской. Однако Жанна Болдырева, машинистка крана, единственная женщина в производственной команде МЛСП, своим примером разрушает этот стереотип.

«Со стороны может показаться, что здесь нет ничего сложного: поднял и перенес груз. На самом деле есть много тонкостей, — рассказывает о своей работе на „Приразломной“ Жанна Болдырева. — Необходимо все процессы держать под контролем, работать четко, следовать указаниям приборов, следить за техникой, выполнять все требования, касающиеся обеспечения безопасности. И все это на приличной высоте. Работа на кране в непогоду напоминает управление самолетом в тумане. В неблагоприятных погодных условиях мы действуем по приборам и мониторам, которыми снабжены краны, ведем переговоры с палубной командой и судами по рации. Манипуляции приходится выполнять самые разные: отгрузка с судов на платформу, перемещение грузов по платформе, отгрузка нефти на танкеры. Это работа целой команды, в которой мы зависим друг от друга».

Газовая составляющая

Долгое время «Газпром нефть» была сфокусирована на разработке нефтяных запасов, в том числе на активах материнской компании: многие газовые месторождения имеют и нефтяную составляющую (нефтяные оторочки), и в некоторых случаях эту нефть можно рентабельно добыть.

Однако в последние годы все усложнилось. Доля газа в общих объемах добычи «Газпром нефти» стала расти, появляются крупные новые, преимущественно газовые проекты. Значит ли это, что у компании изменились приоритеты?

На самом деле, «Газпром нефть» и раньше добывала газ как в совместных предприятиях («Арктикгаз»), так и на собственных активах (Новопортовское месторождение содержит значительные запасы не только нефти, но и газа). Вообще же, любая нефтяная компания неизбежно является по совместительству газовой, ведь вместе с нефтью добывается и некоторое количество попутного нефтяного газа. И хоть по составу он и отличается от газа природного, однако ж все-таки это не жидкие углеводороды. А есть ведь еще и газовый конденсат. В пласте он содержится в газообразном состоянии, а поступая на поверхность из скважины, становится жидким: по сути, легкой нефтью.

Так что границы между нефтедобывающими и газодобывающими компаниями достаточно условны. Вопрос в соотношении добываемых углеводородов. И согласно этому показателю, «Газпром нефть», конечно, остается компанией нефтяной. Однако газовые проекты открывают сегодня новые возможности для развития и более эффективной работы на тех же нефтяных активах.

Газовый полуостров

Один из таких проектов — «Газ Ямала» — стал естественным продолжением проекта «Новый Порт». Особенность Новопортовского месторождения в том, что его газовая часть действительно очень велика. По объему запасов газа месторождение можно отнести к категории крупных. Часть этого газа используется на собственные нужды. Его также можно закачать обратно в пласт. Но наиболее эффективный вариант — поставить газ потребителям через Единую систему газоснабжения.

Новопортовское удалено от объектов газовой инфраструктуры, поэтому для транспортировки газа компания строит газопровод протяженностью 115,5 км, из которых 58,4 км будут проложены под водой, по дну Обской губы. Газопровод заглублен на 5 метров ниже уровня дна и строится так, чтобы максимально снизить воздействие на окружающую среду и не нанести ущерб флоре и фауне региона.

Газопровод откроет новые перспективы не только для Новопортовского месторождения. По соседству расположено несколько лицензионных участков и уже открытых месторождений со значительными запасами газа, вопрос эффективной разработки которых в ближайшие годы станет актуальным (см. схему на стр. 26).

Особенность углеводородных месторождений полуострова Ямал — значительная доля газа и газового конденсата. Это связано с особыми условиями формирования углеводородов в регионе: высокими температурами и давлением в недрах земли, которые воздействовали на нефтематеринские породы, а также исходным составом органических веществ.

Большая часть запасов ямальского газа содержится в пяти уникальных месторождениях: Бованенковском, Харасавэйском, Южно-Тамбейском, Крузенштерновском и Северо-Тамбейском. Разработку Бованенковского и Харасавэйского «Газпром нефть» ведет параллельно с материнской компанией. И если «Газпром» разрабатывает здесь в первую очередь сухой газ Сухой газ — природный газ, преимущественно состоящий из метана, с низким содержанием более тяжелых углеводородов и других примесей. Жирный газ, напротив, содержит более существенную долю тяжелых углеводородов, газового конденсата. сеноманских пластов, то «Газпром нефть» интересует жирный газ Сухой газ — природный газ, преимущественно состоящий из метана, с низким содержанием более тяжелых углеводородов и других примесей. Жирный газ, напротив, содержит более существенную долю тяжелых углеводородов, газового конденсата. неоком-юрских залежей, содержащий большое количество газового конденсата, то есть жидких углеводородов.

Таким образом на Ямале формируется новый центр газодобычи, который в перспективе станет одним из основных для развития газовой отрасли России.

Трудная нефть

Нефти в недрах Земли по-прежнему много, и переживать о том, что она скоро закончится, не стоит. Однако справедливо и то, что добывать ее становится все сложнее: крупные месторождения легкоизвлекаемой нефти человечество освоило в первую очередь, оставив следующим поколениям разбираться с не самыми удобными залежами. Сегодня в поисках новых ресурсов нефтяники вынуждены разрабатывать более мелкие или сложно устроенные месторождения, осваивать шельф, выжимать нефть из низкопроницаемых пород.

К счастью, технологии не стоят на месте. Благодаря этому появилась возможность доступа к тем ресурсам, за которые еще 20–30 лет назад никто и не думал браться. Яркий пример — сланцевая революция в США. Благодаря новым технологиям страна, фактически исчерпавшая возможности для роста на традиционных запасах нефти, смогла вновь выйти в мировые лидеры по добыче.

Но каждый вид трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), которых достаточно и в России, имеет свои уникальные особенности, поэтому просто скопировать технологию, хорошо показавшую себя на другом конце Земли, не получится. Решения могут быть схожими, но конечный набор параметров технологии — результат исследований и опытных работ, на которые уходят годы.

Для «Газпром нефти» поиск и апробация технологий разработки трудноизвлекаемых запасов — один из важнейших приоритетов. Проводя такую работу сегодня, компания гарантирует себе пополнение ресурсной базы и стабильную добычу через 5, 10, 15 лет. Четыре вида ТрИЗ, которые будут занимать важное место в будущей добыче, — это бажен, доманик, ачимовка и палеозой.

Бажен

Нефть баженовской свиты часто называют аналогом американской сланцевой нефти. В первом приближении это справедливо, однако есть нюансы. Как уже было сказано выше, схожие геологические формации в разных регионах мира имеют свои особенности, а потому механический перенос комплекса технологий невозможен или как минимум неэффективен. Есть и еще один важный нюанс: проекты по разработке баженовской свиты подпадают под секторальные санкции США, а потому доступ к зарубежным технологиям для них закрыт.

Бажен — это плотная нефтематеринская порода, нефть в которой полностью созрела, но не переместилась из нее в более проницаемые коллекторы. Преимущество бажена в том, что он распространен на огромной территории в Западной Сибири. А это традиционный регион нефтедобычи, где уже создана инфраструктура для подготовки, сбора и транспортировки жидких углеводородов.

«Газпром нефть» занимается баженом с 2013 года. Для исследования и апробации технологий компания создала в ХМАО технологический полигон, где работает совместно с партнерами. В 2017 году проекту «Создание комплекса отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования разработки запасов баженовской свиты» был присвоен статус национального. «Газпром нефть» рассчитывает уже в 2021 году представить промышленную технологию разработки баженовской нефти, а к 2025 году довести стоимость ее добычи до рентабельного уровня

Ачимовка

Ачимовские отложения, как и бажен, распространены на большой территории по всей Западной Сибири и уже хорошо известны геологам. Они обладают огромным ресурсным потенциалом и по своим характеристикам все-таки больше похожи на традиционные запасы, чем бажен и доманик. Но хотя нефть из ачимовской толщи добывают уже достаточно давно, результаты пока нельзя назвать впечатляющими. Причина в сложном строении этих залежей, обусловленном историей их формирования. Ловушки, в которых содержится нефть, имеют сложную форму, отличаются изменчивостью свойств и низкой проницаемостью. Технологические решения, которые позволят подобрать ключи к этим трудным запасам, «Газпром нефть» ищет в рамках проекта «Большая ачимовка». Одно из последних достижений — уникальная для России двуствольная скважина с 8-стадийным гидроразрывом пласта в каждом стволе, введенная в эксплуатацию на Вынгаяхинском месторождении весной этого года.

Доманик и Палеозой

Доманик — еще один вид сланцев, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. «Газпром нефть» планирует разработать технологию рентабельной добычи из доманиковых отложений к 2027 году, а к 2030 году — добывать из них в Оренбургской области до 2,7 млн т нефти в год.

С трудноизвлекаемой нефтью палеозойских отложений «Газпром нефть» работает в Томской области, в рамках совместного предприятия с Mubadala Petroleum. Создать надежную технологию поиска таких запасов компания планирует к 2021 году.

540 млн лет назад

Началась Палео­зойская эра. С горными породами, сформировавшимися в этот геологический период, связаны значительные ресурсы трудноизвлекаемой нефти в Западной Сибири

140 млн лет назад

В древнем море на территории Западной Сибири формировались ачимовские отложения, добыча нефти из которых — непростая задача для современных нефтяников

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

XVIII–XIX века

На р. Ухте местные жители добывают доманик — разновидность горючего сланца — и используют его для изготовления предметов обихода, а из «доманикового масла» (нефти) делают лекарства и смазку для осей и лыж. Сегодня доманиковые отложения — один из перспективных видов нефтяных ресурсов

1810-е

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

Тертий Борноволоков, ученый-естествоиспытатель, впервые описал минерал доманик

1954

Первая нефтяная залежь в палеозойских породах открыта в Томской области при бурении Колпашевской опорной скважины

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

1959

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

Фабиан Гурари выделил баженовскую свиту как особое геологическое формирование в Западной Сибири, предположив, что в ней могут содержаться значительные нефтяные ресурсы. Сегодня освоение ресурсов баженовской нефти — одна из стратегических задач по развитию ресурсной базы «Газпром нефти»

1967

Впервые получены промышленные притоки нефти из баженовской свиты на Салымском месторождении

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

2000-е

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

Сланцевая революция. Освоение рентабельных технологий ­добычи нефти и газа из сланцевых формаций позволило ­вовлечь в разработку значительные объемы трудноизвлекаемых запасов в США

2013

Фото: Роскосмос, Pixabay, ТАСС

«Газпром нефть» начала опыт­но-промышленные работы по ­добыче баженовской нефти на Пальяновской площади Красноленинского месторождения

2014

В Томской области на активах «Газпром ­нефти» создан первый в России полигон по ­разработке трудноизвлекаемых запасов нефти

2018

Создан технологический центр «Бажен»

Цифровые инструменты добычи

То, что цифровые технологии способны существенно повысить эффективность разработки месторождений, а терабайты накопленных данных геологоразведки и добычи не менее ценны, чем миллионы тонн нефтяных ресурсов, в «Газпром нефти» поняли давно. Однако от первых шагов цифровизации до создания цифровой нефтяной компании, управляемой на основе данных, — путь не близкий.

Разработкой и внедрением отдельных цифровых инструментов для работы с данными в блоке разведки и добычи занялись еще более 10 лет назад. Затем в 2012 году в компании была запущена программа «Электронная разработка актива». В рамках программы реализовано немало проектов, которые позволили перевести в цифру и автоматизировать многие процессы эксплуатации месторождений.

Но полноценная цифровая трансформация предполагает не просто внедрение новых технологий, а пересмотр многих привычных процессов, новые мышление и культуру. Сегодня нефтяники учатся у самых передовых и инновационных цифровых компаний тому, как преуспевать в стремительно меняющемся мире.

Как искусственный интеллект помогает добывать нефть

Вот несколько примеров того, как цифровые технологии позволяют «Газпром нефти» оптимизировать работу и получить дополнительную прибыль уже сегодня или в недалеком будущем.

Цифровая нефть

Программа, разработанная Научно-Техническим Центром компании совместно с IBM Services, находит скрытые залежи углеводородов путем цифровой обработки геологических данных. На основе анализа около 60 тысяч результатов геофизических исследований скважин алгоритм позволяет находить в данных скрытые закономерности и предсказывать новые перспективные зоны для поиска нефтяных пластов, не обнаруженных ранее из-за небольшого размера или сложного строения. Нефть из них может быть добыта без затрат на дополнительное бурение и создание инфраструктуры. В 2019 году с помощью этой разработки «Газпром нефть» добыла на Вынгапуровском месторождении первую «цифровую нефть», обнаруженную с помощью искусственного интеллекта.

Когнитивный геолог

Созданная специалистами «Газпром нефти» система позволяет на минимальном количестве исходных данных определить наиболее вероятную концептуальную геологическую модель и выполнить подсчет запасов углеводородов. Путем вероятностных вычислений система выстраивает детальные цифровые модели месторождений, во много раз сокращая продолжительность геологического анализа. Если в обычном алгоритме процесс разметки сейсмических кубов может занимать месяцы времени и сотни человеко-часов, то нейросеть может делать это за минуты. В целом же разработанное решение позволит сократить сроки геолого-разведочных работ с трех лет до 6–12 месяцев.

Оптима

Программа за короткий срок рассчитывает тысячи вариантов разработки месторождений, позволяет подобрать эффективную геометрию расположения новых скважин и режимы работы уже существующих скважин. Варианты, найденные системой, на 20–30% превосходят по экономической эффективности предложения, сформированные на основе экспертных методов. Новый цифровой помощник на 80% снижает объем рутинных операций, выполняемых инженерами при подборе вариантов, а оптимизационный алгоритм позволяет рассчитывать только потенциально перспективные сценарии.

По оценкам разработчиков из Научно-Технического Центра компании, экономический эффект от внедрения нового цифрового продукта только на двух пилотных проектах «Газпромнефть-Востока» и «Славнефть-Мегионнефтегаза» составит более 500 млн рублей за пять лет.

Цифровое бурение

Анализируя параметры датчиков на буровом оборудовании, самообучающаяся программа в реальном времени контролирует траекторию и точность бурения, предупреждает выход бурового долота из продуктивного слоя, сигнализирует о рисках аварий. Бурение скважин — чрезвычайно дорогостоящая операция, а от ее точности зависит последующая продуктивность скважин, поэтому широкое внедрение таких решений позволит компании экономить сотни миллионов рублей и получать дополнительную прибыль.

Актив будущего

Программа «Актив будущего» направлена на повышение эффективности добычи за счет организационных преобразований, создания цифровых двойников и внедрения новых цифровых инструментов. Это масштабная программа трансформации бизнеса охватывает 9 дочерних обществ и включает более 300 проектов. В 2019 году экономический эффект от оптимизации добычи в рамках пилотного проекта «Актива будущего» составил 1,2 млрд рублей.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ