Нефть в России сегодня все больше добывают в регионах с экстремальными условиями. В этом плане Оренбургская область - исключение. Конечно, континентальный климат региона нельзя назвать мягким — зимы здесь довольно холодные, а летом бывает очень жарко. Однако все-таки это не ямальская стужа и не иракский зной. О том, как здесь добывает нефть «Газпромнефть-Оренбург» - в статье Александра АЛЕКСЕЕВА «Между Европой и Азией», опубликованной в журнале «Сибирская нефть».

 

ГИГАНТ, ДАЛЕКИЙ ОТ ИСТОЩЕНИЯ

Месторождения и лицензионные участки «Газпромнефть-Оренбурга» делятся на два кластера — восточный и западный. Первый включает 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.

 

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». Восточный участок достался уже с готовой инфраструктурой. Однако на  Царичанском месторождении к тому моменту было построено лишь несколько скважин, основную часть инфраструктуры пришлось создавать с нуля. Сегодня оно объединено вместе с находящимся на том же участке Филатовским месторождением.

 

Капитоновское месторождение к тому времени уже пять лет находилось в разработке. И хотя сегодня это зрелый актив, бурение здесь продолжается. Добычу за ближайшие три года предполагается увеличить в 1,5 раза — с  200 тыс. тонн в год до 300 тыс. тонн. Нефть месторождения высококачественная и более дорогая, поэтому ее продают отдельно и транспортируют по железной дороге. На месторождении есть собственный железнодорожный нефтеналивной терминал.

 

ДОМАНИКОВЫЙ КОМПЛЕКС

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 Кувайским и Ягодным лицензионными участками.

А совсем свежие приобретения были сделаны в 2018 г.: 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. Доманик во многом схож с баженовской свитой, технологии разработки которой «Газпром нефть» уже подбирает в рамках национального проекта в ХМАО-Югре. 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.

 

ПЛАНЫ НА ТРЕХЛЕТКУ 

«Газпромнефть-Оренбург» это достаточно молодое предприятие, но нефть в Оренбургской области добывают с 1937 года. Впрочем, далеко не вся ее территория хорошо исследована: каждый год в регионе распределяют около десятка новых лицензионных участков. Новые месторождения обнаруживаются даже в хорошо освоенной западной части — что уж говорить о востоке области, где масштабные поисковые работы еще не велись.

 

Таким образом, объемы добычи углеводородов в «Газпромнефть-Оренбурге» в 2011- 2017 гг. 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 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%. К 2022 году она должна вырасти до 7–8%, отмечает Андрей ВОРОПАЕВ, начальник департамента добычи нефти и газа «Газпром нефти». При этом доля газа в структуре добычи вырастет с 40 до 50%.

 

 

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

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. Газ Капитоновского месторождения направляется в газотранспортную систему, а газ ВУ ОНГКМ — на Оренбургский газоперерабатывающий завод.

 

Для этого в 2016 году был построен высоконапорный газопровод длиной 51 км. Он сделан из особо устойчивых к коррозии материалов и с соблюдением повышенных требований безопасности. По нему транспортируется сырой, неподготовленный газ с  сероводородом, 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.

 

Геология Оренбуржья чрезвычайно разнообразна. 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 поначалу возникало немало проблем. Особенность Оренбургского месторождения — карбонатные коллекторы. Их сложная структура, низкая проницаемость и состав породы требуют особых подходов.

 

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.

 

«ТЕХНИЧЕСКИЙ ПРЕДЕЛ В БУРЕНИИ»

На Царичанском месторождении распространены 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.

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

 

Из-за этих региональных особенностей именно «Газпромнефть-Оренбург» стал площадкой, с которой в «Газпром нефти» началась реализация проекта «Технический предел в бурении». Проект был начат для того, чтобы найти режимы работы, которые позволят снизить сроки и удешевить бурение. В результате время бурения сократилось вдвое, и почти на 50% снизилась стоимость, отмечает Андрей Воропаев. Однако в какой-то момент возможности организационных изменений оказались по большей части исчерпаны, в дело вступили технологии.

 

На Капитоновском месторождении 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 спускоподъемных операциях задействован минимум персонала, люди меньше подвергаются риску, значительная часть работы автоматизирована.

 

В ближайшее время на Капитоновском месторождении все оборудование оснастят 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 и поможет автоматизировать такие процессы, как заказ нового оборудования.