что такое нефтяная оторочка
Нефтяная оторочка
НЕФТЯНАЯ ОТОРОЧКА (а. oil fringe; н. Erdolsaum; ф. lisiere de petrole, anneau d’huile; и. margen de petroleo, parte petrolero en yacimientos de gas у соndensado) — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки.
Нефтяные оторочки газоконденсатных залежей могут иметь разное происхождение. Конденсационные нефтяные оторочки формируются в пластовых условиях за счёт ретроградной конденсации из сжатых газов значительной части растворённых жидких углеводородов; обычно отличаются низкой плотностью нефти (800-830 кг/м 3 ), высоким выходом бензинокеросиновых фракций (до 90%), небольшой концентрацией смол (до 2%) и твёрдых н-алканов (большей частью до 2%). Остаточные нефтяные оторочки образуются в результате обратного испарения определённого количества бензинокеросиновых и масляных компонентов нефтей: имеют повышенные значения плотности (до 880-900 кг/м 3 ), содержания смолистых веществ (свыше 10-15%), твёрдых углеводородов (до 12-15%); выход бензиновых фракций до 15%. Нефтяные оторочки смешанного генезиса образуются в газоконденсатно-нефтяных залежах в результате частичной конденсации из газовой части дополнительного количества жидких углеводородов. Вопрос о критериях диагностики генетического типа нефтяной оторочки газоконденсатных залежей остаётся дискуссионным.
Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.
Управление депрессией
Нефтяные оторочки относятся к тем запасам, которыми раньше пренебрегали. Однако фраза о том, что легкой нефти в мире уже не осталось, стала аксиомой, а если принимать во внимание темпы развития технологий добычи, такие активы становятся все более привлекательными. Для «Газпром нефти» эта тема тем более актуальна: нефтяные оторочки есть на многих газоконденсатных месторождениях, которые разрабатывает «Газпром»
Нефтяной оторочкой называют нефтяную часть двухфазной залежи, газ в которой занимает намного больший объем, чем нефть. Для «Газпром нефти» это в первую очередь активы материнской компании — «Газпрома», освоение которых рассматривается как одно из перспективных направлений развития ресурсной базы компании.
В настоящее время «Газпром нефть» ведет работу на пяти подобных проектах: на Чаяндинском, Заполярном, Оренбургском и Западно-Таркосалинском месторождениях, а также на Уренгойской группе активов (Ен-Яхинское, Песцовое и Уренгойское). В перспективе рассматривается Тазовское месторождение.
Все эти активы — нефтегазоконденсатные месторождения, где «Газпром нефти», согласно Стратегии нефтяного бизнеса «Газпрома», передается в работу нефтяная часть, то есть одна или несколько нефтяных оторочек.
В каждом случае выбирается своя схема работы. Если добыча нефти не обещает заметного экономического эффекта, но необходима с точки зрения комплексного освоения актива и промысел перспективен по газу, «Газпром нефть» выступает как оператор, а ее участие может ограничиться опытно-промышленными работами (ОПР). Если по итогам ОПР будет установлено, что добыча нерентабельна, по согласованию с недропользователем может быть инициирован пересмотр лицензионных обязательств по добыче нефти. Там же, где проект экономически привлекателен, принимается решение об инвестициях.
Нефтяная оторочка
Проекты реализует специально созданная в 2014 году дочерняя структура — «ГазпромнефтьЗаполярье». В работах на месторождениях также задействованы добывающие предприятия. Так, «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ведет работы на Чаяндинском, Заполярном и на Уренгойской группе месторождений. В сфере ответственности «Газпромнефть-Оренбурга» — Оренбургское месторождение. «Газпромнефть-Муравленко» займется Западно-Таркосалинским месторождением.
Непростые запасы
Главная особенность нефтяных оторочек — небольшая мощность пласта: от до 15 м. Над нефтяным слоем — значительно превосходящая его по объему газовая шапка, которая, как правило, находится с нефтью в динамической связи. «При интенсивной разработке нефтяной оторочки очень быстро происходит прорыв газа, поэтому важно выдерживать депрессию на пласт на определенном уровне, — рассказал руководитель проекта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения „Газпромнефть-Заполярье“ Владимир Куриннов. — После прорыва газа получить требуемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет уже невозможно». При этом экономически обоснованный КИН нефтяных оторочек, как правило, не превышает 15 %, а дальнейший его рост за счет увеличения количества скважин снижает рентабельность проекта.
Основной принцип разработки нефтяных оторочек — регулируемая депрессия на пласт*. Высокая депрессия в обычной наклонно направленной скважине обеспечивает увеличение дебита, то есть больший приток к скважине нефти в единицу времени. Однако при наличии газовой шапки и близкого водоносного слоя высокая депрессия может способствовать прорыву к забою газа и образованию водяных конусов. Поэтому при разработке нефтяных оторочек, чтобы вовлечь в работу большие зоны пласта, не создавая при этом высоких депрессий, используются горизонтальные скважины. Но и здесь есть свои проблемы: в связи с тем, что мощность пласта небольшая, при проводке горизонтальных стволов требуется очень высокая точность. Значит, необходимо повышение качества проектирования, что требует проведения более тщательных исследований расположения границ газонефтяного и водонефтяного контактов.
Применение такой полезной в других случаях технологии, как гидроразрыв пласта, требует особой осторожности, так как появление вертикальных трещин в пласте малой мощности также способно вызвать прорыв газа. Наконец, на таких месторождениях действуют требования промышленной безопасности для газовых скважин, значительно более жесткие, чем для нефтяных. Все это влечет за собой более высокие капитальные затраты.
Одно из ключевых правил разработки месторождений с нефтяными оторочками — равномерная разработка нефтяной и газовой частей.
Добывать или списывать?
В целом несмотря на все трудности нефтяные оторочки успешно разрабатываются во многих странах: Норвегии, Малайзии, Индонезии, Австралии, Тринидаде и Тобаго и др.
Например, нефтяная часть месторождения Тролль на норвежском шельфе имеет нефтяную оторочку толщиной Для того чтобы извлечь из нее нефть, было пробурено 110 горизонтальных добывающих скважин, 28 из них — многоствольные. Скважины оборудовались противопесочными фильтрами и устройствами управления притоком. Добыча нефти здесь началась в 1995 году — на полгода раньше, чем добыча газа. Разработкой газовой части занималась компания Statoil, а нефтяной — Hydro (до объединения со Statoil в 2007 году — самостоятельная нефтегазовая компания). Хотя пики добычи нефти на месторождении (18 млн тонн в год) были пройдены в начале 2000‑х, ее продолжают добывать и сегодня (текущий объем добычи — около 6 млн тонн в год).
Для борьбы с образованием конусов обводнения и прорывами газа на газонефтяных месторождениях Малайзии применяют устройства управления притоком и интеллектуальные системы заканчивания скважин. Используется барьерное заводнение у поверхности водонефтяного и газонефтяного контактов.
На месторождении Снэппер в Австралии разработка тонкой нефтяной оторочки (толщина пласта началась еще в 1981 году. Рыночная ситуация была такова, что у эксплуатирующих месторождение компаний Esso Australia и BHP не было необходимости форсировать здесь добычу газа, пока другие месторождения позволяли удовлетворить существующий спрос на «голубое топливо». Поэтому было принято решение использовать для добычи нефти часть скважин, на которых позднее должна была начаться добыча газа.
Ряд проектов, связанных с разработкой нефтяных оторочек, есть и в России. Так, например, компания «Сургутнефтегаз» на Федоровском и Лянторском месторождениях успешно добывала нефть из пластов толщиной с использованием горизонтальных скважин.
Нефтяные оторочки (подгазовые залежи) — перспективный класс запасов: у них значительный потенциал как в России, так и за рубежом. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем и при разработке трудноизвлекаемых запасов в целом. Кроме того, ко многим таким активам в России «Газпром нефть» получает эксклюзивный доступ, так как они принадлежат нашей материнской компании — «Газпрому». Участие «Газпром нефти» позволяет повысить эффективность управления нефтяным портфелем Газпрома», при этом в каждом проекте мы ищем и находим свой формат взаимовыгодного сотрудничества с недропользователем.
«Инвестировать средства в такие проекты имеет смысл только в том случае, если они позволяют получать прибыль. А на нефтяных оторочках это далеко не всегда возможно даже при условии перевода их в категорию трудноизвлекаемых запасов и получения соответствующих налоговых льгот», — отмечает генеральный директор «Газпромнефть-Заполярье» Дмитрий Махортов.
Решающее влияние на уровень рентабельности оказывают такие параметры, как размер запасов и наличие нефтяной инфраструктуры в регионе. Именно отсутствие последней зачастую становится сдерживающим фактором. Безусловный интерес представляют проекты, где рентабельность добычи из нефтяной части по показателю PI (индекс рентабельности инвестиций) превышает 1,25. Если уровень рентабельности ниже, для положительного решения необходимы дополнительные веские основания. Но, как правило, если добыча нефти признается нерентабельной, такие запасы нужно списывать или по крайней мере откладывать их разработку в расчете на появление новых технологий.
Понять реальную перспективу каждой оторочки позволяют опытно-промышленные работы. Специалисты компании оценивают, может ли применение тех или иных технологий обеспечить приемлемый уровень рентабельности. Если это невозможно, готовится обоснование для запроса о списании запасов в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых. И такой прецедент на активах «Газпрома» уже есть. Так, в апреле 2016 года были списаны не подтвердившиеся запасы на одном из пластов месторождения Заполярное: пробуренные разведочные скважины показали, что в настоящее время нефти там нет.
* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине.
5 оторочек «Газпром нефти»
На Заполярном месторождении в ЯНАО проект разработки нефтяной оторочки обещает быть рентабельным, и «Газпром нефть» инвестирует в неготсвои средства. На месторождении действует льгота по НДПИ до конца 2021 года, поэтому основная задача — добыть максимум до завершения льготного периода. Работы здесь ведутся с 2015 года. Сейчас ведется бурение двух скважин. Пока это программа ОПР, но уже в нынешнем году планируется завершить проектные работы по обустройству и бурению, а в следующем — начать строительство объектов инфраструктуры. В компании рассчитывают, что добычу здесь можно будет начать в 2017 году, а в 2018 году выйти на объем 3 тыс. тонн нефти в сутки. Инфраструктуру предполагается строить поэтапно, по мере подтверждения запасов.
Это крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Якутии, которое должно стать источником заполнения строящегося газопровода «Сила Сибири» для поставки газа в Китай. Преимуществом месторождения является льгота по НДПИ, действующая до 2021 года. Однако перспективы добычи нефти здесь пока не ясны. «Газпром нефть» выступает на Чаянде как оператор опытно-промышленных работ, которые начались в 2015 году. В настоящее время идет бурение и испытание оценочных скважин. Предполагается, что к концу 2016 года будет завершено испытание девяти скважин. По итогам этой работы планируется сделать концепт разработки и концепт обустройства нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения. На их основании будет уточнен проект разработки всего месторождения и сделана оценка рентабельности его нефтяной части.
Месторождение Уренгойской группы: Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское
Разработку месторождений Уренгойской группы пока сложно рассматривать как привлекательный объект для инвестиций. Однако если поблизости начнется реализация других проектов нефтедобычи, для них может быть создана общая инфраструктура. В случае получения налоговых льгот все это позволит сделать рентабельной добычу по крайней мере на Песцовом и Ен-Яхинском месторождениях. Пока же здесь идет пересмотр составленной около четырех лет назад программы ОПР, с тем чтобы с минимальными издержками собрать максимум сведений.
Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение имеет неплохие экономические перспективы. Как и на Заполярном, здесь действует льгота по НДПИ до 2021 года. Пиковыеобъемы добычи, по предварительным оценкам, будут достигать тонн нефти в год. Однако насколько оно может быть интересно для «Газпром нефти», еще предстоит выяснить. В 2016 году компания планирует определиться, готова ли она инвестировать в этот проект, и начать проектирование обустройства месторождения.
По предварительным оценкам, из трех имеющихся здесь залежей потенциальный интерес представляет только одна — Ассельская. Сейчас на месторождении реализуется программа ОПР, по итогам которой будет принято решение о целесообразности полномасштабной разработки. План на 2016 год: провести переиспытание существующего фонда нефтяных скважин.
В. Крупеников: проекты разработки нефтяных оторочек являются комплексными и требуют целого ряда компетенций
Разработка нефтяных оторочек – одно из ключевых направлений долгосрочной стратегии Газпром нефти до 2030 г.
Об этом сообщил генеральный директор Газпромнефть-Заполярья В. Крупеников в интервью Energy Intelligence.
Газпромнефть-Заполярье (дочка Газпром) занимается разработкой 9 нефтяных оторочек на основе долгосрочных рисковых операторских договоров (ДРОД) в ЯНАО, Якутии и Оренбуржье.
По словам В. Крупеникова, в 2020 г. в компании выполнили аудит запасов по международной классификации PRMS и SEC по залежам месторождений, разрабатываемым в рамках ДРОДов:
доказанные запасы углеводородов (категория proved, 1P) составили около 500 млн т нефтяного эквивалента
доказанные и вероятные запасы (категория 2P) составили около 1 млрд т нэ.
впервые был разработан и применен в России командой Газпром нефти;
не предполагает передачу лицензии, но позволяет работать на условиях, аналогичных владению лицензий;
работая по ДРОД, компания вкладывает собственные средства, отвечает за разработку месторождения, несет риски, консолидирует в отчетности на своем балансе запасы, оцененные по международным стандартам, добычу и финансовый результат от реализации этих проектов.
Запасы нефтяных оторочек относятся к категории трудноизвлекаемых (ТрИЗ).
Это небольшие нефтенасыщенные прослойки, между газом и водой.
Разработка таких сложных ресурсов требует особых технологических решений при бурении, проектировании, освоении и строительстве.
Согласно ДРОД, Газпром ведет разработку газовой части месторождений, Газпромнефть – Заполярье – нефтяных оторочек, залежей, гидродинамически связанных с крупной газовой шапкой.
На большинстве месторождений этот процесс идет параллельно.
По словам В. Крупеникова, компетенции Газпром нефти необходимы, чтобы максимизировать уровень добычи нефти на таких сложных активах, т. к. освоение нефтяной части сопутствует добыче газа.
Это требует развития и газовой инфраструктуры: газопроводов, компрессорных станций и установок предварительной и комплексной подготовки газа.
Поэтому проекты разработки нефтяных оторочек являются комплексными и требуют целого ряда компетенций Газпрома в этих направлениях.
Ямало-Ненецкий автономный округ
Нефть: лёгкая малосернистая, премиального качества.
В 2017 г. начались опытно-промышленные работы и расконсервация скважин на Ен-Яхинском месторождении и бурение на Песцовом.
В 2021 г. планируется добыть на этих активах около 1.4 млн т нефти.
Пика добычи придется на 2023 г.
C учетом Западно-Таркосалинского месторождения максимальный ежегодный уровень добычи оценивается около 1.9 млн т жидких углеводородов и около 4 млрд м 3 газа.
На Западно-Таркосалинском месторождении полностью завершена программа бурения, построено 10 высокотехнологичных скважин.
Нефть транспортируется автовывозом на железнодорожные терминалы в районе Уренгоя.
В 3 – 4 квартале 2021 г. планируется переход на трубную поставку по трубопроводу с Песцового на Ен-Яхинское месторождение, а затем в инфраструктуру Газпрома и далее в магистральный нефтепровод Заполярье—Пурпе (МНП).
Строится компрессорная станция с установкой подготовки газа, чтобы готовить попутный и природный газ дальнейшей транспортировки в единую систему газоснабжения.
Ведется строительство мобильной установки подготовки нефти и обустройство кустовых площадок.
Нефть с месторождения будет вывозиться автотранспортом.
Газ будет поставляться в инфраструктуру Газпром добыча Ноябрьск.
Нефтяные оторочки Филипповской залежи Оренбургского месторождения.
Нефть: до сдачи в магистральную систему будет проходить подготовку на Оренбургском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ).
Особенностью оторочки является наличие сероводорода, подготовка сырья осуществляется на Оренбургском ГПЗ с выделением серы.
Производится с Оренбургского завода.
Существующий фонд скважин расконсервировали, выполнили обустройство, оценивают решения для дальнейшей разработки месторождения.
Чаяндинское месторождение – ресурсная база газопровода «Сила Сибири».
Нефть: доводится до качества нефти сорта ВСТО в соответствии с ГОСТом, это позволяет транспортировать ее по системе магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан».
Месторождение характеризуется аномально низким пластовым давлением, высоким газовым фактором, наличием воды.
Рельеф местности непростой: скальный грунт, наличие вечной мерзлоты. Что усложняет разработку.
В настоящее время идут строительно-монтажные работы и разбуривание месторождения.
Работают 2 буровые установки, всего будет построено порядка 70 ти скважин. Уже пробурено 13.
Основная часть — высокотехнологичные скважины типа fishbone.
В апреле 2021 г. запустили напорный нефтепровод, который позволил увеличить объемы транспортировки нефти в 1,5 раза с месторождения в систему ВСТО.
В планах запустить новую установку подготовки нефти, ввести в эксплуатацию газовую инфраструктуру для полномасштабной разработки нефтяной оторочки.
В 2021-2024 гг. в рамках программы по доразведке Чаяндинского НГКМ Газпром недра планирует построить более 10 разведочных скважин, 3 уже строятся.
Помимо нефтяных оторочек Газпромнефть-Заполярье ведет освоение ачимовских залежей Ямбургского, Уренгойского, Песцового месторождений и неоком-юрских залежей Бованенковского и Харасавэйского месторождений.
На Бованенковском и Харасавэйском месторождениях приступили к опытно-промышленной разработке.
Сейчас на Харасавэйском месторождении пробурена 1ая скважина, ведется бурение второй. Параллельно ведётся бурение на Бованенково.
На ачимовских залежах участка 3А Уренгойского месторождения пробурили 1 скважины, сейчас ведется их испытание.
Параллельно разрабатывается концепция развития актива.
Поставка газа планируется на 2024 г. Уровень добычи конденсата на месторождении может достичь до 1,5 млн т/год. Уровень добычи газа составит около 5 млрд м 3 /год.
На Ямбургском месторождении продолжается программа опытно-промышленных работ, целью которой является получение геологической информации и отработка новых технологий.
Нефтяники завершили переиспытание 2 х действующих скважин, а также пробурили и испытывают 4 новые.
Нефтяные оторочки составляют 15-20% добычи «Газпром нефти» и еще увеличат свой вклад
«Газпром» владеет огромным числом газовых месторождений, часть из которых содержит нефтяные оторочки — тонкую прослойку нефти между газовой шапкой и водоносным слоем. Право осваивать нефтеоторочки энергетический концерн много лет назад передал своей «дочке» — «Газпром нефти». Однако сложность освоения оторочек долгие годы делала добычу нефти из них неэффективной, и «Газпром нефть» не знала, как к ним подступиться.
Развитие технологий позволило «Газпром нефти» некоторое время назад найти способы освоения этих активов, уже по итогам 2018 года нефтяные оторочки составляют порядка 20% в общей добыче НК. О том, как компания перевела нефтеоторочки в разряд экономически рентабельных, о текущем их освоении и перспективах в интервью «Интерфаксу» рассказал глава дирекции по крупным проектам Блока разведки и добычи «Газпром нефти», генеральный директор «Газпромнефть-Развития» Денис Сугаипов.
— Проблема освоения нефтяных оторочек на месторождениях «Газпрома» существовала всегда, но раньше по значимости она была на втором или даже третьем месте. Как случилось, что сейчас это один из приоритетов «Газпром нефти»?
— Почти 10 лет назад, в самом начале процесса передачи нефтяных месторождений «Газпрома» в «Газпром нефть», в первый перечень вошли крупные проекты — Новый порт, Мессояха, Восточный участок Оренбургского месторождения, позже — Приразломное. Первые три по качеству запасов как раз относятся к категории нефтяных оторочек, сложнейших для освоения запасов. Поскольку каждый из этих активов имеет большие запасы, то их разработку отнесли к экономически рентабельным. Нам пришлось здесь с нуля построить всю инфраструктуру, но именно на Новом порту, Мессояхе и Оренбурге мы отработали основные технологии освоения нефтяных оторочек.
Вместе с тем, со временем многое изменилось как в макроэкономической ситуации, так и с налоговой составляющей нефтяной отрасли России. Ситуация с оторочками принципиально поменялась в тот период, когда были введены льготы по экспортной пошлине на нефть. Это совпало с запуском упомянутых выше крупных активов «Газпром нефти», стало понятно, что вторые фазы этих проектов тоже будут эффективными. И тогда перед нами встала новая задача, а что делать с более мелкими нефтеоторочками, которые находятся непосредственно на газовых месторождениях «Газпрома»?
Нефтяная оторочка не может быть отделена от основной газовой залежи, лицензия на нефтяную оторочку не может быть выделена в отдельную, ее нельзя продать или перевести. То есть лицензия всегда будет за «Газпромом», однако компетенций освоения нефтеоторочки больше у нефтяной компании. При этом экономически рентабельным ввод нефтяной оторочки становится только в случае, когда уже затрачены большие капвложения в газовую инфраструктуру. Потому что на оторочках много попутного нефтяного газа (ПНГ), через лет нефтяные скважины становятся газовыми, и ПНГ нужно не просто утилизировать, его нужно монетизировать.
При освоении нефтеоторочки синергия работы с «Газпромом» должна быть максимальной. За счет наличия готовой инфраструктуры основного акционера «Газпром нефть» получила стратегическое преимущество.
— Да, но и у них есть свои преимущества. Во второй группе месторождений и нефтяных оторочек, которые «Газпром» недавно передал «Газпром нефти» — Северо-Самбургское и Тазовское месторождения. Оба находятся по соседству с уже осваиваемыми активами, в обжитых регионах с имеющейся инфраструктурой. На сегодняшний день по этим двум проектам мы подошли к стадии принятия финального инвестиционного решения. Здесь будет бурение многозабойных горизонтальных скважин с общей протяженностью до 4 км. При чем на Тазовском придется обойтись без гидроразрыва пласта (ГРП), а на Северо-Самбургском, где частично ачимовские отложения — наоборот, с многостадийным ГРП.
Тазовское и Северо-Самбургское — очень сложные месторождения. Еще 10 лет назад их невозможно было разрабатывать по технологическим и экономическим причинам. Но сегодня наши расчеты показывают, что и там, и там может быть найден экономически рентабельный кейс с учетом новых видов горизонтального бурения и применения налога на добавленный доход (НДД). На оба проекта, а также на Новый Порт с этого года распространяется режим НДД.
— Какой вклад в общий объем добычи нефти компании вносят уже помянутые крупные проекты освоения нефтяных оторочек? И как может измениться этот вклад после введения новых оторочек?
— Де-факто нефтяные оторочки Нового порта, Оренбурга и Мессояхи уже сейчас составляют добычи «Газпром нефти». Повторюсь, что технологически они не менее сложные, чем все другие оторочки, просто объем их запасов намного больше, и это позволяет существенно сократить удельные затраты на инфраструктуру. На других оторочках запасы будут кратно меньше, поэтому ищем инновационные подходы временной инфраструктуры, чтобы снизить затраты.
Очередным этапом введения оторочек станут проекты Надым-Пур-Тазовской зоны: Тазовское, Ен-Яхинское, Песцовое, Западно-Таркосалинское месторождения, а также оторочки Оренбургского и Чаяндинского месторождений. В 2019 году «Газпром нефть» планирует направить на программу окончания опытно-промышленных работ и начало строительства указанных нефтяных оторочек порядка млрд рублей. В следующую трехлетку затраты компании на эти цели составят еще порядка 180 млрд рублей. Рассчитываем, что годы станут этапом запуска всех этих оторочек.
Что касается объемов добычи, то Ен-Яха, Песцовое и Северо-Самбург совместно дадут от 2 до 3 млн тонн нефти на пике, и до 6 млрд кубов газа. Если оценивать весь потенциальный объем, то только добыча на новых оторочках Надым-Пур-Таза в недалеком будущем может суммарно достичь млн тонн н.э. Это много. Плюс потенциал Чаянды и Оренбурга, а они пока находятся на более раннем этапе. На Оренбурге мы сейчас в стадии расконсервации, поэтому нет даже предварительных цифр, а на Чаянде на раннем этапе ждем млн тонн нефти.
— Вы много говорите о сложных запасах нефтяных оторочек и необходимости технологических решений для их освоения. Компания в основном использует собственные наработки? Или эти проекты продвинулись благодаря общему развитию нефтяной отрасли?
— Для примера: когда в 2013 году принималось инвестрешение по Новому Порту и по Мессояхе, в техсхеме закладывалась основная длина горизонтальной скважины в среднем 600 м. Сегодня средняя длина горизонтальной скважины по этим месторождениям 2 км. Причем мы начали бурить здесь фишбоны, разветвленные горизонтальные скважины с ГРП. И это на месторождениях в условиях Крайнего Севера.
Естественно, «Газпром нефть» не одна в отрасли движется в этом направлении, многие компании добились больших успехов. Однако во многом мы шли вперёд благодаря собственному опыту. Надо отдать должное нашему научно-технологическому центру, который управляет бурением на всех месторождениях компании и помогает справиться с самыми сложными скважинами. Применение цифровых, когнитивных методик, искусственного интеллекта сокращает ошибки во время бурения, максимально увеличивает проводку в пласте. Для нефтяных оторочек это особенно важно. Потому что оторочка очень тонкая, любой выход из нефтяной части пласта приводит к быстрому прорыву газа, и мы получаем газовую скважину вместо нефтяной.
Еще одним нововведением «Газпром нефти» можно назвать использование относительно недорогой мобильной инфраструктуры для подготовки нефти и газа. Это перевозной центр сбора и подготовки углеводородов. Так как нефтяные оторочки — это небольшие запасы, то строить большие пункты сбора нерентабельно. Мы перешли на стратегию использования мобильных установок, используем как имеющиеся на рынке — арендуем, так и закупаем собственные.
Обычно это установки до 1 млн тонн нефти в год. Они кратно снижают затраты на инфраструктуру, и что еще более важно — увеличивают скорость освоения нефтяных оторочек. Для понимания: строительные работы на Новом Порту начались в 2011 году, запуск в промышленную разработку состоялся в 2016 году. То есть мы потратили на него 5 лет, с Мессояхой примерно та же история. В случае со вторым этапом нефтяных оторочек мы хотим сократить этот срок с 5 до 3 лет. Мобильные установки дают такую возможность. Если бы мы не применили мобильный способ сбора нефти, то добычи нефти с новых нефтяных оторочек не было бы вообще.
— «Газпром нефть» недавно приняла долгосрочную стратегию до 2030 года. Какое место там занимают нефтяные оторочки?
— Сейчас у «Газпром нефти» есть общее стратегическое видение, в рамках которого список приоритетных проектов делится на три большие группы: освоение нефтяных оторочек, дальнейшее развитие Ямала (все, что севернее и южнее Нового Порта) и ачимовские отложения. Практически все проекты в ЯНАО. В перспективе мы планируем, что половина всей добычи компании «Газпром нефть» будет сосредоточена именно в этом регионе.
Нефтяные оторочки на наиболее продвинутом этапе. Вторая группа — ачимовские отложения. Яркими примерами ачимовки частично является Северо-Самбург, а также вторая фаза Тазовского и Ямбург. На Самбурге и Тазовском мы рассчитываем отработать стартовые действия, а вот Ямбург с его запасами, оценки которых разнятся от 1 до 3 млрд т. н. э., может стать новым вызовом для «Газпром нефти». Масштаб проекта очень большой, здесь можно добывать от 5 до 20 млн тонн нефти. По Ямбургу мы надеемся выбрать концепцию в этом году, предварительное инвестиционное решение принять в следующем году, финальное инвестрешение — это уже 2021 год.
В целом ачимовских отложений у «Газпром нефти» много, они есть и на Мессояхе, по всей Западной Сибири. Самое ценное для нас — северный кластер, запасы в ЯНАО, которые оцениваются в несколько миллиардов т. н.э. Если говорить о стратегии после 2023 года, то до 2030 года она будет во многом связана с освоением месторождений ачимовских отложений.
Третья группа новых проектов «Газпром нефти»- освоение Ямала, месторождений вокруг Нового порта, которые тоже имеют огромные запасы до 1 млрд т. н. э. Здесь у компании есть логистическое преимущество — терминал по отгрузке нефти, и мы приступаем к строительству газопровода. «Газпром нефть» первая зашла в этот регион, сложно будет кому-то конкурировать с ней.
Принимать решение — какой из новых проектов станет наиболее приоритетным — «Газпром нефти» придется уже через
— А почему вы не упоминаете ресурсы Восточной Сибири? Здесь «Газпром нефть» начинает работать на нефтяных оторочках Чаянды и реализует геологоразведочный проект Чона.
— Качество запасов, которые нам достались в Восточной Сибири, чрезвычайно сложное. Пока мы во многом связываем развитие «Газпром нефти» в Восточной Сибири с успехом освоения нефтяных оторочек Чаяндинского месторождения. Если удастся выйти там на достаточный уровень добычи нефти, то может возникнуть вариант создания кластера, связывающего Чону и Чаянду. И тогда возможно говорить о развитии «Газпром нефти» в Восточной Сибири.
По-прежнему, рассматриваем партнерство в Чоне, надеемся вскоре договориться с потенциальным инвестором. Но вхождение партнера не гарантирует успех на геологоразведочном проекте такого уровня трудности. Это только снижение рисков. Успех зависит от того, как мы разберемся с инфраструктурой и геологией Чаянды, и что сможем с точки зрения синергии сделать между двумя месторождениями.
Пока на Чаянде продолжаются опытно-промышленные работы. В этом году начнем самостоятельное бурение горизонтальной скважины, в следующем году продолжим. Наша задача — подтвердить предпосылки по накопленной добыче на одну скважину из нефтяной оторочки Чаянды. В случае положительного результата возможно бурение порядка скважин на этом месторождении. Надеемся, что инвестрешение по Чаянде будет принято в 2020 году.
Мы не скрываем, что не все нефтяные оторочки подтвердили свою эффективность. Есть пример Заполярного месторождение, на котором мы провели опытно-промышленные работы, пробурили несколько скважин и поняли, что нужно остановиться. Там нет запасов, на которые мы рассчитывали. Так что риски с запасами на нефтяных оторочках существуют всегда.
— Вы также координируете крупные зарубежные проекты «Газпром нефти». Один их ключевых — иракская Бадра. Компания снизила полку добычи на нем из-за сложной геологии и высоких затрат, просила местные власти согласовать новый план освоения. Какова позиция властей Ирака по поводу развития Бадры?
— Да, мы несколько раз обсуждали обновлённый план разработки месторождения с иракскими властями. В итоге в конце прошлого года его удалось согласовать. Согласно новому плану, суточный уровень добычи на проекте — 75 тыс. баррелей в сутки (первоначальный план предполагал постепенный рост добычи до 170 тыс. барр./сут., затем «Газпром нефть» предложила Ираку остановиться на текущем уровне — 75 тыс. барр./сут.).
В части утвержденных уровней добычи наша аргументация была следующей: на начальном этапе мы располагали информацией по одной разведочной скважине, предоставленной иракской стороной. В ходе дальнейшего разбуривания информация не подтвердилась. Основное несоответствие первоначальным данным состояло в том, что мы ожидали наличия на Бадре двух нефтяных пластов с предварительными запасами порядка 110 млн тонн нефти. В итоге один пласт оказался совершенно не продуктивным, что уменьшило запасы фактически в 2 раза.
— И каковы ближайшие перспективы освоения Бадры?
— В самом начале мы планировали бурение 22 скважин, плюс бурение горизонтальных скважин, что позволило бы увеличить добычу. Но эти планы совпали с ограничениями в рамках сделки ОПЕК+, и власти Ирака не приняли наши предложения.
Однако понятно, что созданная на Бадре инфраструктура требует дозаполнения дополнительным бурением. Более того, с точки зрения экономики осталось не так много времени на его активизацию. Если сейчас оставить все, как и есть, и вернуться к бурению только через 3 года, это будет уже экономически нерентабельно, потому что приблизится срок действия контракта. Сейчас мы возобновили переговоры с Ираком по дополнительному бурению трех скважин.
Бадра остается для «Газпром нефти» эффективным проектом. Правда, если оценивать по критериям российских проектов, то она не настолько эффективна, как хотелось бы. Но мы смотрим на Бадру под другим ракурсом. Во-первых, в Ираке компания получила очень много компетенций в работе с иностранными партнерами. Сейчас здесь работают наши специалисты с международным опытом. Во-вторых, проект Бадра — прибыльный. И по сравнению с проектами других международных компаний в Ираке он выглядит достойно.
И сам Ирак для «Газпром нефти» очень перспективный регион. Здесь мы смотрим новые проекты, не только рядом с Бадрой. Смотрим весь южный Ирак и центральные его районы тоже. Надеемся, что правительство страны положительно оценивает проделанную нами работу и сможет предложить «Газпром нефти» интересные варианты углеводородных участков. Мы работаем с иракскими властями в этом направлении.
— Почему «Газпром нефть» не сообщает об открытиях в Курдистане?
— Возможно те проекты, которыми мы занимались в Курдистане — Саркала, Шакал и Халабджа — изначально были несколько переоценены. Как известно, уже принято решение о выходе из Халабджи.
На Шакале в прошлом году проведена расконсервация скважин, ее результат серьезно снизил уровень ожиданий. Пока продлили с курдской стороной период доразведки этого месторождения, чтобы проанализировать, стоит ли вообще им заниматься. До конца года примем решение — остаемся в нем или нет.
Продолжаем работать на Саркале — только что завершили бурение третьей скважины, которая подтвердила продуктивность пласта. Скважина будет запущена в добычу до конца марта, она дает порядка 1200 тонн в сутки. И это хороший результат. Скважина Саркала-3 является веховой, потому что в зависимости от ее результатов должно приниматься решение о дальнейшем бурении. Так что проект Саркала идет по плану. Ранее добыча здесь составляла 25 тыс. баррелей в сутки, после запуска третьей скважины она вырастет до 35 тыс. баррелей. В целом надеемся держать полку на Саркале в более 40 тыс. баррелей в сутки.
Поэтому мы постоянно изучаем новые опции, в первую очередь, имеющие синергию с уже существующими проектами в стране. При этом мы не ориентируемся на какие-либо количественные цели по развитию в Ираке и в иракском Курдистане — ключевым для нашего международного бизнеса является формирование устойчивого и экономически эффективного бизнеса на долгосрочную перспективу.
Стратегия «Газпром нефти» за рубежом — действовать точечно. Компания не стремится добывать за пределами РФ нефть в масштабных объёмах, у нас много хороших российских проектов. Заграничный опыт важен повышением квалификации своих специалистов и налаживаем широкого спектра международных контактов.