Эффективность и развитие. История Арчинского месторождения
Каждое из двенадцати месторождений «Газпромнефть-Востока» имеет свое лицо и свою судьбу.
Уникальным с точки зрения масштаба геологических вызовов и технологий для их преодоления является Арчинское месторождение. Его открыли почти сорок лет назад, но подобрать «ключи» к недрам удалось не сразу. Слишком глубоко были сокрыты его залежи и потребовались инновационные решения для получения доступа к ним. Сегодня Арчинское является частью масштабной, сложной и высокотехнологичной газовой инфраструктуры, которая позволяет добывать нефть и газ эффективно и безопасно – для человека и природы.
Наследие коралловых рифов
Арчинское месторождение располагается в северо-западной части Томской области, в Парабельском районе, в 600 километрах от областного центра. Летом добраться до месторождения можно только по воздуху, зимой — по автозимникам.
Автозимник — автомобильная дорога, построенная по специальной технологии на заболоченных участках, в местах протекания многочисленных ручьев и рек. Эксплуатируется только в зимних условиях при минусовых температурах. Такие зимние дороги – наиболее эффективный путь для завоза материально-технических ресурсов на отдаленные и автономные месторождения.
Арчинское локальное поднятие, где впоследствии и пробурили первую скважину будущего одноименного месторождения, сейсмологи обнаружили в 1981 году. Исследования осложнялись непростыми условиями — большим количеством водных преград.
Первая скважина на Арчинском месторождении была заложена осенью 1983 года. Официально днем рождения Арчинского считается 12 июля 1985 года. Именно тогда на скважине, уходящей в землю на глубину свыше 3 км, впервые были получены первые притоки нефти.
Длительные испытания месторождения были завершены только через год, в августе 1986-го. Всему виной оказалось специфическое устройство коллекторов. Карбонатные коллекторы, с которыми работают, в том числе, и на Арчинском месторождении, чаще всего формируются на месте роста бывших коралловых рифов или в результате выпадающего в воде осадка. При формировании карбонатных отложений исходная порода существенно трансформируется, что приводит к неравномерным свойствам коллекторов. Часто в них очень много трещин, а это требует особого подхода к разработке недр.
Начало активного освоения
С 1999 по 2008 год на Арчинском проводились опытные работы — разрабатывались единичные скважины. Именно в этот период, в 2005 году, месторождение перешло к «Газпромнефть-Востоку». Через три года компания осуществила здесь первый опыт разработки трудноизвлекаемых запасов. К 2009 году на месторождении было найдено девять залежей, пробурено 11 поисково-разведочных и 4 эксплуатационных скважины.
Этап активного освоения и ввода скважин, а также масштабная разработка трудноизвлекаемых запасов на этом месторождении, начались в 2012-м. Главная сложность заключалась в том, что часть залежей нефти на Арчинском находится или в низкопроницаемых карбонатных отложениях палеозоя, или на их границе с юрскими отложениями.
Палеозой или палеозойские отложения представляют комплекс пород палеозойской эры. Палеозой представлен карбонатными породами и трещиноватым и/или кавернозно-трещиноватым типом коллектора. Как следствие, нефть палеозоя сосредоточена в трещинах и разломах. Глубина залегания палеозоя в Томской области по вертикали от 2500 метров и ниже. Юрские отложения располагаются преимущественно в интервалах 2300-2500 метров. По сути, это граничащие друг с другом геологические формации.
Все первые скважины — это фонтанный способ добычи. Там неординарных задач было хоть отбавляй: высокий газовый фактор — большое количество растворенного в нефти газа, вязкая нефть, поглощение бурового раствора. Но с каждой проблемой научились справляться.
Фонтанный способ добычи — самый простой, эффективный и дешевый метод. Он не требует дополнительных затрат энергоресурсов и сложного оборудования, так как подъем продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи. Однако нужно установить полный контроль над скважиной с помощью специальной запорной арматуры.
В семь раз эффективнее
В 2010-х история Арчинского месторождения получила новое развитие. 5 марта 2014 года губернатор Томской области Сергей Жвачкин и министр экологии и природных ресурсов РФ Сергей Донской подписали соглашение о сотрудничестве в области геологии и недропользования. Итогом стало создание на Арчинском месторождении первого в России опытного полигона для отработки технологий добычи трудноизвлекаемых запасов.
В Томской области извлечено лишь 30% запасов углеводородов, а 70% нефти и газа находятся в недрах. Считаю, это не по-хозяйски. Нам нужны новые рентабельные технологии, чтобы ввести в экономический оборот эти богатейшие ресурсы, создать новые рабочие места, повысить бюджеты региона, муниципалитетов, и, конечно, семейные бюджеты. Но технологии не рождаются сами по себе. Научно-технический прогресс двигают команды ученых и производственников, системные и продуманные инвестиции.
Уже через три года, осенью 2017-го, «Газпром нефть» успешно применила на Арчинском новую технологию — бурение с регулируемым давлением в процессе работы («Бурение на депрессии»). Эксперимент оказался весьма удачным. Данная технология имеет ряд преимуществ в сравнении с традиционным подходом к бурению: дает возможность контролировать процесс в режиме online, позволяет качественно очищать ствол скважины от выбуренной породы, минимизирует потери бурового раствора в пласте, тем самым сохраняя первоначальную продуктивность коллектора.
Суть технологии «Бурение на депрессии» заключается в контроле гидростатического давления промывочной жидкости в процессе бурения относительно давления продуктивного горизонта, что позволяет избежать значительные поглощения бурового раствора. Дополнительное преимущество — увеличение длины горизонтального участка скважины и тем самым увеличение зоны охвата части залежи каждой отдельной скважиной.
Как рассказал Сергей Королев, начальник Управления по бурению скважин «Газпромнефть-Востока», привлечение сложного высокотехнологичного сервиса оказалось полностью оправданным. Новый подход позволил ускорить процесс строительства скважины, увеличить протяженность продуктивной площади горизонтального участка и сократить количество инцидентов, связанных со сложным геологическим строением месторождения и высокой технологичностью бурения.
Таким образом, добычу непростой нефти Арчинского месторождения удалось сделать экономически эффективнее.
Попутный и полезный
В 2016 году Арчинское стало частью большого высокотехнологичного инфраструктурного проекта, крупнейшего в Томской области за последние годы, стоимостью 6,7 млрд рублей. Его реализация обеспечила сдачу попутного нефтяного газа с крупной группы активов предприятия в систему магистральных газопроводов для последующей переработки и сдачи конечным потребителям. Запуск газотранспортной системы позволил предприятию увеличить объем коммерческой сдачи газа в 4 раза, а также повысить уровень рационального использования ПНГ до 95%, что обеспечило высокую экологичность нефтедобычи.
Попутный нефтяной газ — смесь, которая растворена в самой нефти. По составу ПНГ богаче традиционного природного газа. Помимо метана и этана, в нефтяном газе есть пропан, бутан и другие углеводороды. В одной тонне нефти содержится от одного до нескольких тысяч кубометров ПНГ.
Осенью 2019 года состоялся запуск основных объектов, а в декабре попутный нефтяной газ Урмано-Арчинской группы месторождений и Южно-Пудинского лицензионного участка поступил в систему «Томскгазпрома». Торжественный запуск Урмано-Арчинской газовой инфраструктуры состоялся 6 февраля 2020 года. В нем приняли участие акционеры «Газпромнефть-Востока»: «Газпром нефть», Mubadala Petroleum и Российский фонд прямых инвестиций.
Отличительная особенность Урманского, Арчинского промыслов и Южно-Пудинского лицензионного участка — большие запасы газа наряду с большим дебетом нефти. Поэтому и было принято решение о строительстве газотранспортной структуры, чтобы эффективно использовать попутный нефтяной газ.
В рамках проекта «Газпромнефть-Востоком» были построены: ДКС (дожимная компрессорная станция) Урманского месторождения, 97-километровый газопровод высокого давления между Урманским и Шингинским месторождениями, 18-километровый газопровод между ДНС (дожимная насосная станция) и ДКС, а также вакуумные компрессорные станции на объектах подготовки нефти Арчинского и Урманского месторождений.
В
строительстве участвовало более 700 квалифицированных специалистов: они уложили 400 километров кабельной продукции, смонтировали 200 км труб различного назначения. Чтобы ввести объекты в режим постоянной эксплуатации, было подготовлено около 60 новых сотрудников: машинисты, операторы технологических установок, начальники смен, механики, трубопроводчики. Большое внимание при обучении уделялось вопросам производственной безопасности как приоритету компании «Газпромнефть-Восток».
Российские технологии
В строительстве «Газпромнефть-Восток» использовал преимущественно отечественные технологии. Три организации стали ключевыми партнерами проекта, более 19 предприятий — поставщиками услуг. Причем основными подрядчиками стали именно томские организации.
Сегодня российские производители способны обеспечивать реальный сектор экономики решениями, не уступающими ведущим зарубежным аналогам.
Передовые подходы «Газпромнефть-Востока» к организации производства предусматривают внедрение цифровой среды, как это сделано на дожимной компрессорной станции Урманского месторождения. Здесь происходит компримирование (повышение давления) попутного нефтяного газа, поступающего со всех месторождений Урмано-Арчинской группы, перед подачей в магистральный газопровод для дальнейшей транспортировки потребителям.
Программные продукты, которые используются на объекте, также выполнены отечественными разработчиками непосредственно под объект. В режиме реального времени отслеживаются и регулируются важнейшие технологические параметры — такие как давление, температура и расход газа. Достаточно сказать, что по каждой из трех компрессорных установок, которые входят в состав дожимной компрессорной станции «Урманская», в режиме реального времени отслеживается более тысячи сигналов!
Перспектива развития «Газпромнефть-Востока» связана с реализацией проектов, направленных на цифровую трансформацию и применение инновационных решений. Создание цифровых двойников месторождений, управление всеми производственными процессами с помощью единой цифровой платформы предприятия позволят значительно повысить эффективность бизнеса.
История Арчинского месторождения продолжается. Впереди — дальнейшее развитие промысла, ставшего важной частью одного из ключевых и важных для экономики и экологии инфраструктурных проектов Томской области за последние 10 лет.