И это всё в Арктике!

Через месяц с небольшим будет отмечаться значимый юбилей. 5 апреля 2005 года введено в эксплуатацию первое газовое месторождение ЛУКОЙЛа — Находкинское, разработку которого ведёт самое северное территориально-производственное предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» — ТПП «Ямалнефтегаз». Это событие дало старт мегапроекту ЛУКОЙЛа по освоению месторождений Большехетской впадины. Сегодня ведутся работы по подготовке к бурению уже на пятом по счёту месторождении.

Производство Итоги 2019 года и перспективы

В активе «Ямалнефтегаза» в настоящее время семь лицензионных участков: Находкинский, Пякяхинский, Южно-Мессояхский, Хальмерпаютинский, Салекаптский, Варейский, Западно-Тазовский. На первых двух ведётся промышленная эксплуатация. На Южно-Мессояхском газоконденсатном месторождении 20 декабря прошлого года осуществлён ввод скважиной 318Д участка опытно-промышленной эксплуатации. На Хальмерпаютинском продолжается бурение эксплуатационных скважин, запуск актива запланирован в 2020 году, а на Салекаптском ведётся подготовка к эксплуатационному бурению.

По состоянию на конец декабря 2019-го эксплуатационный фонд ТПП составил 267 скважин: 105 нефтяных, 63 газовых, 44 газоконденсатных, 49 нагнетательных и 6 водозаборных.

Минувший год был успешным для коллектива «Ямалнефтегаза». Кроме старта опытно-промышленной эксплуатации Южной Мессояхи, пробурено 46 скважин (195 тыс. метров проходки), введены в эксплуатацию 21 нефтяная, 7 газовых и 5 водонагнетательных скважин, построено 11,64 км трубопроводов и более 25 км линий ВЛ-10 кВ. Выполнен большой объём 3D сейсморазведочных работ: на Южно-Мессояхском месторождении охвачено 600 кв. км, на Варейском — 500 кв. км. В текущий зимний период осуществляется сейсморазведка на Западно-Тазовском лицензионном участке (450 кв. км).

Пякяхинка три года спустя

На Пякяхинском нефтегазоконденсатном месторождении, которое введено в промышленную эксплуатацию чуть более трёх лет назад, с начала разработки по состоянию на 1 февраля 2020 года добыто порядка 4,5 млн. тонн нефти, более 10 млрд. кубометров природного газа, около 753 тыс. тонн газового конденсата и около 1,5 млрд. кубометров попутного нефтяного газа. На этом самом уникальном месторождении ЛУКОЙЛа, где добывается сразу три вида углеводородов, за время промышленной эксплуатации не только достигнуты высокие показатели по добыче углеводородного сырья, но и построено множество промысловых объектов. Обустроено 15 нефтяных кустов (157 скважин) и 14 газоконденсатных кустов (47 скважин), введено почти 71 км газосборных и 59 км нефтесборных сетей, 41,2 км водоводов, 129,2 км воздушных линий электропередачи, 63 км подъездных автомобильных дорог. Построен полигон для утилизации нефтесодержащих отходов, и выполнена реконструкция полигона твёрдых бытовых отходов. Также проведена реконструкция на газотурбинной электростанции для наращивания её мощности до 54 МВт и компрессорной станции нефтяного газа (КСНГ) для увеличения среднесуточной добычи попутного нефтяного газа до 300 тыс. кубометров в сутки.

На Пякяхинке сейчас ведётся поисково-разведочное бурение (скважина 2024Р). Для наращивания и поддержания темпов добычи запланировано бурение новых скважин на уже действующие залежи, а также вовлечение в разработку новых объектов. Основной особенностью геологического строения коллекторов месторождений Западной Сибири, осложняющей процесс разработки, является неоднородность по проницаемости, что приводит к опережающему обводнению скважин и пластов по высокопроницаемым каналам, оставляя невыработанными менее проницаемые пропластки. Эффективная разработка таких объектов невозможна без использования методов воздействия на пласт. Для регулирования процесса заводнения на Пякяхинском месторождении применяются физико-химические методы выравнивания профиля приёмистости, внедрение которых приведёт к обеспечению равномерной выработки запасов, а в долгосрочной перспективе — к повышению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Отличительной особенностью объектов Пякяхинского месторождения является также наличие в составе глинистого цемента цеолитов, которые в процессе обработки скважин могут привести к закупорке призабойной зоны. Поэтому был проведён комплекс мероприятий по изучению влияния применяемых растворов на коллекторские свойства пласта и выданы рекомендации по подбору состава как для добывающего, так и для нагнетательного фонда скважин. В 2019 году проведены три испытания в рамках опытно-промышленных работ, опробование состава продолжается.

Первые шаги Южно-Мессояхского

Два месяца назад введён в опытно-промышленную эксплуатацию участок Южно-Мессояхского газоконденсатного месторождения запуском многозабойной скважины с дебитами 330 тыс. кубометров природного газа и 30 тонн в сутки стабильного конденсата. Работы на этом участке позволят оценить добычные возможности объектов разработки, технологии строительства скважин и применяемые конструкции. На основании полученных данных будет сформирована стратегия по дальнейшему развитию актива.

Месторождение находится в 555 км на северо-восток от Салехарда, в 70 км от посёлка Тазовский. Оно было открыто экспедицией «Главтюменьгеологии» в 1983 году скважиной №4. В пределах участка выявлены 2 газовые и 4 газоконденсатные залежи. Его перспективность не вызывала сомнений, но сложное геологическое строение залежей и отсутствие необходимой инфраструктуры отложили начало освоения месторождения до второго десятилетия 21 века.

В сентябре 2019 года на Южной Мессояхе было завершено бурение самой первой скважины — 318Д на кустовой площадке №7. Это событие стало значимой страницей в новейшей истории «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири». Второй пробурена скважина 424Г проектной глубиной 4849 метров. И тоже на седьмом кусту. Всего здесь для проведения опытно-промышленной разработки предусмотрено бурение четырёх скважин (общей проходкой до 20 тыс. метров). Проектом запланированы различные конфигурации ствола скважин с применением ОРЭ (оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации), наклонно-направленная, с горизонтальным окончанием и многозабойная. Подготовленный газ поставляется в магистральный газопровод месторождений Большехетской впадины, а газовый конденсат — на Пякяхинское месторождение, где смешивается с жидкими углеводородами.

Одновременно с бурением на Южно-Мессояхском промысле велось строительство установки комплексной подготовки газа (УКПГ), сетей сбора углеводородного сырья и газопровода подключения к магистральному газопроводу, а также объектов социальной инфраструктуры — временного жилищного комплекса на 81 койко-место со столовой и вертолётной площадки. В настоящее время на седьмом кусту продолжается эксплуатационное бурение, окончено бурением три скважины (318Д, 424Г, 418). Ресурсная база этого лицензионного участка позволит обеспечить добычу не на один десяток лет.

Цифровизация и импортозамещение

Разработка месторождений Большехетской впадины ведётся в экстремальных условиях арктической зоны. Сложное геологическое строение залежей, наличие многолетнемёрзлых пород, образование гидратных и парафиновых пробок в скважинах и системе сбора, специфика подготовки и транспортировки нефти и газа, а также отсутствие инфраструктуры требуют применения самых современных технологий.

«В связи с этим в рамках проекта «Интеллектуальное месторождение» реализованы интегрированные модели Находкинского газового промысла и нефтегазоконденсатного промысла Пякяхинского месторождения, — рассказал генеральный директор ТПП «Ямалнефтегаз» Виктор Чистяков. — Они представляют собой цифровые двойники и описывают всю производственную цепочку добычи — от пласта до точки сдачи нефти в систему «Транснефти» и газа — «Газпрому». Уже на начальной стадии применения интегрированных моделей удалось добиться снижения как операционных, так и капитальных затрат, а также обеспечить повышение качества прогнозирования стратегий развития месторождений, что в совокупности приводит к росту экономической эффективности всей компании ЛУКОЙЛ».

Ещё одно направление, в котором активно работает «Ямалнефтегаз», — импортозамещение. В предприятии выстроен алгоритм по системному переходу на отечественные аналоги: при обустройстве новых месторождений в технических условиях на разработку и поставку оборудования обязательно указывается ссылка на приоритетность российской продукции. Производится замена расходных материалов, используемых при техническом обслуживании и ремонте, отечественными аналогами. К примеру, на винтовых компрессорных установках вместо швейцарских фильтроэлементов ENERPROJECT SA установлены отечественные, разработанные екатеринбургской компанией «Уралтехфильтр-Инжиниринг» (в результате срок службы данных расходных материалов увеличился с 7 до 150 суток). Дорогостоящие уплотнительные кольца узла регулирования производительности поршневых компрессоров американской марки Cameron заменены уплотнителями московского предприятия «ТРЭМ-Инжиниринг». В рамках проекта по расширению дожимной компрессорной станции применены газоперекачивающие агрегаты с ключевым оборудованием российского производства, в том числе центробежные компрессоры компании «РЭП-Холдинг» (Санкт-Петербург) и газотурбинный двигатель Казанского моторостроительного производственного объединения. А система автоматизированного управления газотурбинными агрегатами предусматривается на базе программно-аппаратного комплекса НПФ «Система-Сервис» (Санкт-Петербург).

Вектор задач

Самая главная задача коллектива «Ямалнефтегаза» на ближайший период — запустить в опытно-промышленную эксплуатацию два новых месторождения — Хальмерпаютинское газоконденсатное и Салекаптское нефтегазоконденсатное. Также не остаются без внимания месторождения, введённые в промышленную эксплуатацию. На Пякяхинском и Находкинском будет продолжаться эксплуатационное бурение. В целом вектор задач остаётся прежним: увеличивать ресурсную базу, осваивать новые технологии, выполнять требования безопасности труда, заботиться об окружающей среде, выполняя работы с соблюдением всех экологических норм.