Первый шаг нефтяного хайтека

21 июня 2021, 00:00
№26
Сложность извлечения нефти и газа на Тазовском месторождении поставила «Газпром нефть» перед необходимостью использовать высокие технологии

«Газпром нефть» запустила добычу на Тазовском нефтегазоконденсатном месторождении в Ямало-Ненецком округе.

Месторождение само по себе довольно крупное, его начальные геологические запасы нефти оцениваются в 419 млн тонн, газа — в 188 млрд кубометров. Геологические запасы нефти всего нового кластера «Газпром нефти» в Заполярье, в который входит Тазовское месторождение, превышают миллиард тонн.

Ожидается, что добыча нефти на этом месторождении в 2021 году составит порядка 500 тыс. тонн, газа — около 3 млрд кубометров. Пик добычи ожидается в 2024 году: на уровне 1,7 млн тонн нефти и до 8 млрд кубометров газа.

Однако куда более значимым можно считать технологический фактор. Это месторождение открыли еще в 1962 году, но добыча нефти на нем до сих пор не велась, газ добывали, но в совсем небольших объемах — для снабжения близлежащих поселков. Причиной простоя были сложная геология и отсутствие необходимых технологий.

Запасы Тазовского месторождения залегают в нефтяной оторочке — тонком слое нефти между газовой шапкой и водяным горизонтом. Месторождение отличается низкой пластовой температурой и высоким газовым фактором, в нем преобладает высоковязкая нефть. Бурение осуществляется в сверхтонком пласте высотой около восьми метров, что требует ювелирной точности и применения высокотехнологичного скважинного оборудования.

Так, для разработки тазовских залежей используются многозабойные и многоствольные скважины с протяженностью горизонтального участка более 2000 метров, в том числе конструкции типа «фиш бон» («рыбий скелет»: от основного ствола отходят второстепенные).

По уровню сложности и уникальности скважины Тазовского месторождения приравниваются к морским и являются одними из наиболее сложных в мировой практике.

В процессе ввода месторождения широко использовались цифровые технологии — беспилотники и технология лазерного сканирования, цифровой двойник объекта. Это позволило уменьшить число сотрудников на объекте, ускорить и удешевить его ввод.

Кроме того, здесь впервые в России была использована блочно-модульная установка для подготовки нефти (отделения попутного газ и воды). Ее уникальность в технологии: она собирается быстро, как конструктор.

Как заявил глава «Газпром нефти» Александр Дюков, «этот опыт пригодится в реализации других проектов со сложными запасами».

А опыт совсем не лишний. Еще в 2016 году Федеральное агентство по недропользованию (Роснедра) сообщило, что доля запасов трудноизвлекаемой нефти в России растет и уже достигла 65% от общего объема. Из всех балансовых запасов нефти категории АВС1, которые в России превышают 18 млрд тонн, к трудноизвлекаемым были отнесены две трети. Причем доля трудноизвлекаемых постепенно увеличивается за счет преимущественной отработки легкоизвлекаемых. Исходя из того что в России в среднем ежегодно добывают около 500 млн тонн нефти без конденсата, обеспеченность добычи разведанными запасами разрабатываемых месторождений Роснедра оценили в 30–35 лет. Однако обеспеченность добычи без учета трудноизвлекаемых запасов нефти уже тогда не превышала 20 лет.

«При нынешнем состоянии минерально-сырьевой базы без вовлечения в отработку трудноизвлекаемой нефти удержать достигнутый уровень добычи в период после 2020 года будет практически невозможно», — отметили тогда в ведомстве.

Вовлечение в оборот трудноизвлекаемых запасов нефти требует новых технологий, не всегда имеющихся в стране. В то же время, как показал опыт отечественных компаний по реализации иных сложных добычных проектов, зависимость от зарубежных технологий — фактор риска политического (санкционного) характера, недопустимый в стратегически значимой отрасли. То есть нужна разработка собственных технологий.

«Газпром нефть» уже активно работает над рядом проектов по разработке и освоению новых технологий для вовлечения в добычу трудноизвлекаемых запасов нефти. В частности, в компании создали первую в отрасли цифровую модель ачимовской толщи: ресурсный потенциал этой формации в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне достигает 66 млрд тонн нефтяного эквивалента. Для сравнения: в настоящее время на государственном балансе числится 10,4 млрд тонн геологических запасов нефти ачимовской толщи, а также 4,3 трлн кубометров газа и 1,4 млрд тонн газового конденсата.