Инфраструктурный ключ к запасам Арктики
Новопортовское – одно из самых крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Ямала, с извлекаемыми запасами по категории C1 и С2 – более 250 млн т нефти и конденсата, а также более 320 млрд куб. м газа (с учетом палеозойских отложений). Нефть Новопортовского месторождения по своим свойствам относится к категории легких с низким содержанием серы (около 0,1%).
Новопортовское НГКМ было первым открытым на полуострове Ямал месторождением. Оно было обнаружено еще в 1964 г., благодаря пробуренной бригадой Ямальской партии треста «Ямалнефтегеология» разведочной скважине Р-50. Месторождение расположено в юго-восточной части полуострова в ЯНАО (в 250 км к северу от Надыма, в 30 км от побережья Карского моря). Из-за удаленности месторождения от транспортной инфраструктуры его освоение началось лишь в 2012 г., а круглогодичная эксплуатация этого стратегического российского актива началась только в 2016 г., после запуска оператором проекта – компанией Газпром нефть – отгрузочного терминала «Ворота Арктики» в мелководной части Обской губы.
В логистической схеме поставок с Новопортовского, а также Приразломного месторождений в Арктике задействован перевалочный комплекс «Умба», расположенный на рейде в Кольском заливе. Он принимает нефть, доставляемую танкерами-челноками с Приразломного и Новопортовского месторождений. Максимальная мощность перевалочного комплекса составляет 15 млн т в год.
По данным на август 2017 г., объем транспортировки нефти через логистическую схему Газпром нефти в российской Арктике уже превысил 10 млн т. Не так давно компания сообщила о очередной, стотысячной партии нефти сорта Novy Port, которая была отгружена с плавучего нефтехранилища «Умба» в Кольском заливе. По словам заместителя генерального директора Газпром нефти по логистике, переработке и сбыту, логистическая схема в очередной раз доказала свою эффективность, обеспечив, несмотря на суровые климатические условия и растущие объемы добычи, круглогодичную перевалку объемов нефти востребованных рынком сортов. Как утверждает крупнейшая российская ВИНК, поставляемая с ямальского месторождения него нефть сорта Novy Port превосходит по качеству не только российскую смесь Urals, но и Brent.
Технологии для ТРИЗ
Сегодня Ямал является главным регионом в upstream стратегии Газпром нефти. Не так давно здесь были введены в эксплуатацию два крупнейших месторождения на балансе компании – Новопортовское и Восточно-Мессояхское, позволившие ВИНК освоить технологии и технические решения, открывающие доступ к запасам Арктики. Сейчас компания нацелена на развитие своей компетенции при разработке трудноизвлекаемых запасов.
Доля трудноизвлекаемых превышает 50% в общем объеме запасов на балансе Газпром нефти. Вовлечение в разработку сложных запасов и реализация новых проектов, помимо повышения нефтеотдачи на зрелых месторождениях, являются главными направлениями для роста добычи российской ВИНК. По словам главы компании Александра Дюкова, чтобы решить эти задачи, компания активно сотрудничает с российскими и международными сервисными компаниями, выбирая наиболее подходящие для месторождений компании современные технологии. В частности, в ЯНАО Газпром нефть работает с Halliburton с целью внедрения в России новых технологий и технических решений для проектов в upstream. Главным направлением этого сотрудничества стала адаптация технологий бурения многоствольных скважин на Новопортовском и Восточно-Мессояхском месторождении. Заключенные компаниями договоренности позволяют российским специалистам напрямую работать с технологическими центрами американского нефтесервисного лидера.
По словам первого заместителя генерального директора Газпром нефти Вадима Яковлева, использование при строительстве скважин современных технологий позволяет вовлекать в разработку новые запасы углеводородов. Так, на Новопорте успешно реализован проект применения технологии 20-стадийного гидроразрыва пласта по «бесшаровой» технологии для юрских отложений. Стартовый дебит одной из скважин, пробуренной на месторождении с помощью этой инновационной технологии, составил 188 т нефти. Как рассказали в компании, новый метод был впервые применен на Ямале. Технология основана на применении многоразовых сдвижных муфт, позволяющих открывать и закрывать отдельные порты ГРП. Такая конструкция позволяет в процессе дальнейшей эксплуатации скважины отсекать отдельные трещины для предотвращения притока воды и газа (или все одновременно) при проведении повторного многостадийного гидроразрыва пласта. Операции были выполнены специалистами дочерней Газпромнефть-Ямал при поддержке экспертов Научно-технического центра Газпром нефти. Центр сопровождения бурения НТЦ помогает с высокой точностью проводить ГРП, вести бурение горизонтальных скважин.
«Осваивая Новопортовское месторождение, мы используем самые современные технологии бурения и повышения нефтеотдачи, которые увеличивают эффективность разработки и минимизируют антропогенное воздействие на окружающую среду», – отмечает Вадим Яковлев. Эффективная поддержка Научно-технического центра помогает Газпромнефть-Ямал вести бурение горизонтальных стволов скважин в целевых пластах, толщина которых иногда не превышает нескольких метров.
На своем самом северном сухопутном активе, с целью уточнить строение Новопортовского месторождения, Газпром нефть впервые на Ямале пробурила скважину с длиной горизонтального ствола в 2 км. За 25 суток Газпромнефть-Ямал выполнила бурение скважины длиной 4 630 м с горизонтальным отходом от вертикали в 2 км. Такие примеры инновационной для России проходки позволяют Газпром нефти утверждать, что она является лидером в сегменте высокотехнологического бурения в стране.
В центре внимания – подгазовые залежи и ачимовка
Специально для Новопортовского месторождения, отличающегося сложной геологией, в Научно-техническом центре компании создана цифровая модель. Дело в том, что для Новопорта характерно наличие крупных подгазовых залежей нефти. Как отмечают в компании, если при добыче нефти основные проблемы с разработкой этого актива связаны с поиском решений для оптимального расположения скважин, а также их конструкцией, то для извлечения газа необходима эффективная и безопасная наземная инфраструктура, с целью исключения аварий в случае его прорыва.
Подгазовые запасы – это часть нефтегазовой или нефтегазоконденсатной залежи, в которой газ занимает существенно больший объем, чем нефть. «Фактически это тонкая прослойка нефти между значительно большей по объему газовой шапкой и водоносным слоем. Главная особенность таких запасов связана с прорывами газа и воды к добывающим нефтяным скважинам. Эффективная разработка таких ресурсов требует внедрения новых технологических решений при бурении сложных скважин, поиска способов подъема жидкости с высоким содержанием газа и высокой точности интегрированного проектирования», – отмечают в компании.
Природный и попутный нефтяной газ, добываемые на месторождении, послужат топливом для крупнейшей на полуострове Ямал газотурбинной электростанции мощностью 96 МВт. Запуск в работу первой очереди ГТЭС состоится в 2017 г. После полного ввода в эксплуатацию, запланированного в 2018 г., станция обеспечит электроэнергией производственные и социально-бытовые объекты Новопортовского месторождения, а в перспективе и ближайшие населенные пункты – села Новый Порт и Мыс Каменный. Для того чтобы сохранить вечномерзлые грунты, при ее монтаже используется система термостабилизации.
Кроме того, в 2015 г. «Газпром нефть» начала на Новопортовском строительство установки комплексной подготовки газа (УКПГ), которая при выходе на полную мощность позволит утилизировать попутный нефтяной газ не менее 95%, путем его закачки обратно в пласт. Первый пусковой комплекс установки, строительство которого планируют завершить также в 2017 г., рассчитан на 3,6 млрд куб. м газа в год с увеличением до 7,2 млрд куб. м в 2018 г. На объекте будут построены и запущены 8 газоперекачивающий агрегатов, каждый мощностью 32 МВт.
Опыт, полученный компанией при освоении Новопортовского месторождения, позволяет ей надеется на эффективную реализацию новых проектов. Не так давно компания получила лицензии на разработку еще двух активов в ЯНАО – Тазовского и Северо-Самбургского месторождений. Так, на Тазовском, расположенном в 500 км к северо-востоку от Салехарда, перед российской ВИНК вновь стоит задача освоения подгазовой залежи. Извлекаемые запасы нефти этого актива компании оцениваются в 72 млн т, конденсата – 4,6 млн т, свободного газа – 183,3 млрд куб. м. В первом квартале 2017 г. Газпром нефть уже испытала две скважины на Тазовском и начала подготовку к кустовому бурению.
В случае с Северо-Самбургским, речь идет о разработке ачимовских пластов, характеризующихся сложным геологическим строением: низкими фильтрационно-емкостными свойствами и плохой «сообщаемостью» коллектора, что требует при освоении этих запасов, по информации специалистов компании, применения технологически сложных приемов интенсификации притоков. «Это невыдержанные как по площади, так и по разрезу линзовидные песчано-алевритовые пласты, расположенные в нижней части меловых отложений практически непосредственно над нефтематеринской баженовской свитой», – поясняли в компании. По информации специалистов Газпром нефти, ачимовская толща распространена в центральной зоне Западно-Сибирского бассейна, наиболее мощные пласты выявлены в Уренгойском районе ЯНАО.
Северо-Самбургский лицензионный участок расположен на территории Пуровского района, в 100 км севернее Нового Уренгоя. Извлекаемые запасы нефти составляют 90,5 млн т. В настоящее время Газпром нефть ведет на Северо-Самбургском участке опытно-промышленные работы: расконсервированы и испытаны две нефтяные скважины; для уточнения данных о геологическом строении месторождения проведены сейсмические исследования 3D. Пилотное бурение на Северо-Самбургском лицензионном участке намечено уже на ближайший зимний сезон 2017-2018 гг. По словам первого заместителя генерального директора Газпром нефти Вадима Яковлева, освоение подгазовых залежей Тазовского и ачимовских пластов Северо-Самбургского участков даст компании дополнительный опыт работы с ТРИЗ.
