ЛУКОЙЛ наращивает компетенции и добычу на Ямале

Арктическая зона — стратегический нефтегазоносный регион России. Но освоение таких территорий, как полуостров Ямал, требует от компаний разработки инновационных технологий и оборудования. Применение новых подходов позволило ЛУКОЙЛу сделать Арктику новой точкой роста производства газа. В перспективе компания продолжит активно развивать свое присутствие в провинции, отрабатывая передовые методы добычи.

Новые задачи

В последние годы в России ускоряется освоение новых территорий для добычи углеводородов. Наиболее очевидно этот процесс идет в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, где фокус компаний смещается на все более труднодоступные участки со сложными климатическими и геологическими условиями. Одной из новых ключевых точек становится Ямал. Добычу углеводородов и их последующую транспортировку тут осложняют большая удаленность месторождений от действующей инфраструктуры, отсутствие дорог, линий электропередачи и трубопроводов. Так что освоение ресурсов в Арктике требует от производителей значительных инвестиций, в том числе в разработку новых технологий и инновационного оборудования.

Одним из ключевых игроков в Западной Сибири является ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь»: добывает около 40% углеводородов группы ЛУКОЙЛ. ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» на Ямале принадлежат лицензии на право пользования недрами 13 участков общей площадью около 30 тыс. кв. км, а ресурсы полезных ископаемых оценены более чем в 1 млрд тонн условного топлива. На этой территории уже открыты 15 месторождений, в числе которых 10 месторождений введены в разработку, а также выявлены 33 перспективные структуры для дальнейшего изучения территории.

Большинство из них расположены в рамках геологической структуры Большехетская впадина, которая относится к высокоперспективным территориям Тазовского нефтегазоносного района Пур-Тазовской области.

Поиски технологий

Несмотря на то что эти площади довольно подробно изучены с помощью сейсморазведки 2D, а некоторые зоны — съемки 3D, перспективы разработки ачимовских и юрских отложений долго оставались под вопросом с учетом больших глубин залегания и наличия областей аномально высокого пластового давления.

Выбор технологий строительства скважин в первую очередь обусловлен многопластовостью залежей, в том числе насыщенных газом. Эта особенность предопределяет необходимость повышенного внимания к обеспечению герметичности межколонных пространств и применения специальных технических устройств с уплотнением типа «металл—металл», а также тампонажных составов специального назначения и т. д.

Чтобы с учетом этих факторов сделать бурение более предсказуемым, для оценки объема запасов углеводородов и их локализации на Большехетской впадине применялся метод трехмерного бассейнового моделирования. Он за счет интегрирования в одну модель больших объемов геолого-геофизической и геохимической информации позволяет отследить эволюцию углеводородных систем и основные этапы формирования залежей. Это, в свою очередь, снижает последующие геологические риски и стоимость проведения геолого-разведочных работ.

Данные ГРР дали понимание, какие технологии необходимы как для разведочного, так и для эксплуатационного бурения. Инжиниринговую поддержку «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» оказывает филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» — «КогалымНИПИнефть» в Тюмени.

Особенности региона

Сейчас месторождения Большехетской впадины стали основой газодобычи ЛУКОЙЛа в России.

При этом разработка ямальских ресурсов началась не так давно — в 2000 году, а уже в 2005 году компания начала добычу газа на Находкинском месторождении с запасами более 220 млрд кубометров. Следующим знаковым событием стал ввод в 2016 году в промышленную эксплуатацию нефтяного промысла одного из крупнейших активов по запасам углеводородов на территории Ямало-Ненецкого автономного округа — Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение по геологическому строению сложное и многопластовое: в разрезе выделено 29 продуктивных пластов. Его отличительной геологической особенностью является чередование газоконденсатных залежей с нефтесодержащими, при полном либо частичном совпадении их в структурном плане. Так что эффективная разработка этого сложнейшего объекта потребовала объединения усилий науки и производства.

В партнерстве с «КогалымНИПИнефть» «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» спроектировала и реализовала инновационную систему разработки нефтяной залежи с использованием скважин сложной конструкции. Также на месторождении были отработаны отечественные технологии каротажа (сбор информации во время бурения скважины), выполняемого во время бурения скважины (аналог Logging while drilling (LWD)). Включение в состав бурильной колонны комплекса литоплотностного каротажа позволяет оптимизировать траекторию ствола скважины и ускорить процесс строительства.

На месторождениях Большехетской впадины для бурения протяженных многозабойных скважин требуются буровые установки повышенной грузоподъемности, бурильные трубы повышенной прочности и другие решения, которые прорабатываются на предпроектной стадии реализации проектов с привлечением специалистов компании.

Помимо этого в рамках концепции интеллектуального месторождения на Пякяхинке для комплексного управления активом была создана и внедрена интегрированная модель месторождения. Она объединила постоянно действующие гидродинамические модели десяти продуктивных пластов с моделью производственных объектов инфраструктуры на поверхности. Такой подход позволил всего за два года достичь годовой добычи на уровне более 3 млрд кубометров газа и 1 млн тонн нефти в год.

Опытным путем

К следующему этапу разработки активов Большехетской впадины на основе имеющегося опыта ЛУКОЙЛ выработал комплексный, экономически эффективный подход. Так, на участках пробной эксплуатации залежей ведутся опытно-промышленные работы (ОПР) по отработке технологий разработки. В рамках этой концепции в 2019 году началось освоение Южно-Мессояхского месторождения, а в 2020 году — месторождения им. В. С. Черномырдина (бывшее Хальмерпаютинское месторождение) на Гыданском полуострове.

На данный момент на каждом из них пробурено по четыре скважины различных конструкций: от наклонно направленных до скважин сложной архитектуры с суммарной проходкой по коллектору 1500 м. На месторождениях предложено применение самых современных технологий — многозабойных и горизонтальных скважин большой протяженности с многостадийными ГРП (гидравлический разрыв пласта). Расчет технологических показателей выполнен с применением интегрированных моделей процессов разработки, добычи, подготовки и транспорта углеводородного сырья.

Пробный метод разработки месторождений позволяет ЛУКОЙЛу тестировать отечественные технологии, которые с учетом санкций стали критически важными для нефтегазового сектора. Например, сейчас компания планирует испытания технологий металлокордовых пакеров и других решений, направленных на повышение качества строительства скважин и эффективности разработки активов.

В рамках НИОКР предприятия группы разработали новые типы буровых растворов специального назначения, а также оборудование «верхнего» заканчивания и другие высокотехнологичные решения. Так, для бурения в условиях аномально высокого пластового давления используется формиатный утяжеленный буровой раствор. А в целях предотвращения возникновения межколонных давлений при цементировании скважин реализуется технология с гельполимерными составами. Помимо этого, отмечают в ЛУКОЙЛе, для разработки арктических месторождений было бы целесообразно применение отечественных систем роторного управляемого бурения, но существующие технологии предстоит доработать и апробировать в промысловых условиях.

Одна компания хорошо, а две — лучше

ЛУКОЙЛ намерен активно наращивать на Ямале не только добычу газа, но и нефти. Драйвером роста производства жидких углеводородов в регионе должны стать Варейское, Салекаптское и Западно-Тазовское месторождения, где сейчас идут геолого-разведочные работы. А на Салекаптском месторождении уже реализуется участок пробной эксплуатации по поиску эффективной технологии разработки.

Партнером ЛУКОЙЛа по разработке нефти на ямальских территориях станет «Газпром нефть». Для усиления синергетического эффекта компании на паритетной основе создали совместное предприятие ООО «Меретояханефтегаз», основным активом которого является Тазовское месторождение (введено в промышленную эксплуатацию в июле 2021 года). Научным сопровождением предприятия помимо «КогалымНИПИнефть» будет заниматься структура «Газпром нефти» — ООО «Газпромнефть-НТЦ».

Очевидно, что освоение Арктики только начинается и нефтегазовым компаниям предстоит столкнуться со многими вызовами. Так что разработка собственных передовых технологий остается ключевым фактором эффективной работы в суровых условиях новых регионов присутствия компании.

Ольга Матвеева