Газпромнефть запасы нефти


Запасы газа и нефти

Как оценивают величину запасов углеводородов

«Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах составляет 17%, в российских — 72%. По состоянию на 31 декабря 2016 года на территории России запасы углеводородов Группы «Газпром» по категориям A+B1+C1 (по российской классификации) составили 36 443,9 млрд куб. м природного газа, 1 534,9 млн т газового конденсата и 2 078,5 млн т нефти.

Для воспроизводства минерально-сырьевой базы Группа «Газпром» проводит геологоразведочные работы (ГРР) в России и за рубежом и ведет постоянный мониторинг новых проектов и активов для приобретения.

Запасы зависимых обществ

По итогам 2016 года запасы зависимых обществ категорий A+B1+C1 в доле, приходящейся на Группу «Газпром», составили 999,1 млрд куб. м газа, 104,5 млн т газового конденсата и 571,5 млн т нефти.

Аудит запасов

По результатам аудита запасов углеводородов Группы «Газпром» на конец 2015 года по международным стандартам PRMS, проведенного компанией DeGolyer & MacNaughton, доказанные и вероятные запасы углеводородов Группы оценены в 23 855,1 млрд куб. м природного газа, 1 018,9 млн т газового конденсата и 1 378,7 млн т нефти. 

Международный аудит прошли 94% запасов газа, 92,2% конденсата и 92,4% нефти Группы от общего объема запасов по категориям А+В+С1.

Запасы углеводородов Группы «Газпром» по международным стандартам PRMS

 

На 31.12.2015 На 31.12.2016

Природный газ, млрд куб. м

23 705,0

23 855,1

Газовый конденсат, млн т

933,3

1 018,9

Нефть, млн т

1 355,4

1 378,7

Всего, млрд барр. н. э.

157,2

173 260,1

Геологоразведочные работы

Основная цель проводимых Группой «Газпром» ГРР — восполнение добычи углеводородов запасами промышленных категорий, а также подготовка сырьевой базы в перспективных регионах. C 2005 года компания обеспечивает опережение прироста запасов природного газа по отношению к объемам его добычи.

Коэффициент восполнения запасов газа в 2016 году составил 1,10, газового конденсата и нефти — 0,98.

«Газпром» работает практически во всех нефтегазоносных регионах России. Общий объем финансирования ГРР на углеводороды Группы «Газпром» на территории России составил в 2016 году 179 млрд руб.

По итогам 2016 года на территории России прирост запасов углеводородов в результате ГРР составил:

  • 457,4 млрд куб. м природного газа;
  • 38,0 млн т газового конденсата;
  • 19,3 млн т нефти.

В 2016 году были открыты два нефтяных месторождения — Западно-Чатылькинское в ЯНАО и Новосамарское в Оренбургской области, а также 15 новых залежей на ранее открытых месторождениях ЯНАО, ХМАО — Югры, Томской и Оренбургской областей. Кроме того, компаниями, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, открыты две залежи в ХМАО — Югре и одна в Томской области.

ГРР на углеводороды Группы «Газпром» в России  За год, закончившийся 31 декабря   2012 2013 2014 2015 2016
Разведочное бурение, тыс. м 126,4 146,4 165,4 143,6 111,6
Законченные строительством поисково-разведочные скважины, ед. 54 53 41 43 40
в т. ч. продуктивные 46 37 31 38 34
Сейсморазведка 2 D, тыс. км 1,9 1,4 6,6 0,3 1,1
Сейсморазведка 3 D, тыс. кв. км 8,4 13,3 12,6 20,0 20,6

 

Лицензионная деятельность

В результате лицензионной деятельности увеличение запасов углеводородов Группы «Газпром» по категориям А+В1+С1 в 2016 году составило:

  • 257,5 млрд куб. м природного газа;
  • 10,9 млн т газового конденсата;
  • 15,0 млн т нефти.

Освоение углеводородных ресурсов за рубежом

В соответствии с имеющимися контрактными обязательствами Группа «Газпром» продолжает реализацию ранее начатых проектов за рубежом. Объем финансирования ГРР в 2016 году в зарубежных проектах составил 12,7 млрд руб.

ГРР на углеводороды Группы «Газпром» за рубежом  По состоянию на 31 декабря   2012 2013 2014 2015 2016
Разведочное бурение, тыс. м 24,0 18,1 17,6 28,3 9,7
Законченные строительством поисково-разведочные скважины, ед. 7 4 5 4 8
в т. ч. продуктивные 1 1 4 2 7
Сейсморазведка 2D, тыс. пог. км 0,7 0,4 1,5
Сейсморазведка 3D, тыс. кв. км 0,4 1,4 1,7 1,4 0,8

Группа «Газпром» ведет работу в области поиска, разведки и разработки месторождений на территории СНГ, стран Европы, Юго-Восточной Азии, Африки, Ближнего Востока и Латинской Америки.

В рамках реализации геолого-разведочных проектов, в которых Группа «Газпром» имеет операторские функции, разведочное бурение выполнялось в Алжире, Вьетнаме и Сербии, сейсморазведочные работы (2D и 3D) — в Кыргызстане, Алжире, Ираке (Курдистан) и Сербии. По результатам поискового бурения в Сербии открыто месторождение Иджош Север с запасами нефти 0,4 млн т.

Программа развития минерально-сырьевой базы

Стратегия развития ресурсной базы Группы «Газпром» нацелена на сохранение паритета между приростом запасов и добычей углеводородов и обеспечение расширенного воспроизводства запасов в перспективе.

В июне 2011 года Правление «Газпрома» одобрило Программу развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности до 2035 года. Программа предусматривает расширенное воспроизводство МСБ с учетом меняющейся структуры запасов и смещением центров добычи природного газа в новые регионы: полуостров Ямал, Восточную Сибирь и Дальний Восток, шельф Российской Федерации. Реализация Программы позволит прирастить в 2011–2035 годах около 20 млрд т у. т.

Особое внимание в документе уделено проведению научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, которые позволят значительно повысить эффективность поиска и разведки новых месторождений и залежей углеводородов.

 

www.gazprom.ru

Запасы нефти и газа  - ПАО «Газпром нефть»

Британская система мерМетрическая система измерения

Наименование Ед. изм. 2011 2012 2013 20142015 Наименование Ед. изм. 2011 2012 2013 20142015
Британская система мер
Запасы нефти группы Газпром нефть  
Доказанные млн барр. 6 789 6 782 7 155 7 3407 266
Доказанные разрабатываемые млн барр. 3 152 3 130 3 086 3 3593 287
Доказанные неразрабатываемые млн барр. 3 636 3 653 4 069 3 9813 979
Вероятные млн барр. 4 789 5 591 5 581 6 2416 447
Возможные млн барр. 4 337 4 579 5 723 6 2476 555
Всего млн барр. 15 915 16 952 18 460 19 82820 268
       
Коэффициент восполнения запасов нефти группы Газпром нефть      
Доказанные % 192 89 203 14882
       
Коэффициент обеспеченности запасами нефти группы Газпром нефть      
Доказанные лет 18 18 20 1917
Доказанные + Вероятные лет 31 33 35 3533
       
Запасы газа группы Газпром нефть  
Доказанные млрд куб. фут. 9 182 12 545 16 836 20 12423 965
Доказанные разрабатываемые млрд куб. фут. 3 447 3 870 4 273 8 17810 466
Доказанные неразрабатываемые млрд куб. фут. 5 734 8 675 12 562 11 94613 499
Вероятные млрд куб. фут. 6 539 7 814 8 814 12 03713 811
Возможные млрд куб. фут. 5 669 5 881 6 690 10 56812 800
Всего млрд куб. фут. 21 389 26 240 32 340 42 72850 576
       
Запасы углеводородов группы Газпром нефть  
Доказанные млн барр.н.э. 8 319 8 873 9 961 10 69411 268
Доказанные разрабатываемые млн барр.н.э. 3 727 3 776 3 798 4 7225 039
Доказанные неразрабатываемые млн барр.н.э. 4 592 5 097 6 163 5 9726 229
Вероятные млн барр.н.э. 5 878 6 893 7 050 8 2478 749
Возможные млн барр.н.э. 5 282 5 559 6 838 8 0088 688
Всего млн барр.н.э. 19 480 21 325 23 850 26 94928 705
Метрическая система измерения  
Запасы нефти группы Газпром нефть  
Доказанные млн тонн 921 915 961 985973
Доказанные разрабатываемые млн тонн 428 426 420 453442
Доказанные неразрабатываемые млн тонн 493 490 541 533531
Вероятные млн тонн 645 750 747 839867
Возможные млн тонн 584 616 770 844558
Всего млн тонн 2 150 2 280 2 479 2 6682 725
         
Коэффициент восполнения запасов нефти группы Газпром нефть          
Доказанные % 192 89 192 14878
         
Коэффициент обеспеченности запасами нефти группы Газпром нефть        
Доказанные лет 18 18 19 1917
Доказанные + Вероятные лет 31 33 35 3533
           
Запасы газа группы Газпром нефть  
Доказанные млрд м3 260 355 477 570679
Доказанные разрабатываемые млрд м3 98 110 121 232296
Доказанные неразрабатываемые млрд м3 162 246 356 338382
Вероятные млрд м3 185 221 250 341391
Возможные млрд м3 161 167 189 299362
Всего млрд м3 606 743 916 1 2101 432
           
Запасы углеводородов группы Газпром нефть  
Доказанные млн тонн н.э. 1 130 1 200 1 343 1 4431 518
Доказанные разрабатываемые млн тонн н.э. 507 514 517 639680
Доказанные неразрабатываемые млн тонн н.э. 623 687 827 804838
Вероятные млн тонн н.э. 794 927 948 1 1121 181
Возможные млн тонн н.э. 713 749 922 1 0841 176
Всего млн тонн н.э. 2 636 2 877 3 212 3 6393 875

Последнее обновление: МАРТ 2016

ir.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» первой в России применила полный цикл технологий разработки сланцевой нефти для освоения нетрадиционных запасов — ПАО «Газпром нефть»

29 августа 2016

На Пальяновской площади Красноленинского месторождения «Газпромнефть-Хантос» (дочерняя компания «Газпром нефти») завершила строительство скважины с горизонтальным участком в 1 тыс. метров для освоения нетрадиционных запасов — баженовской свиты*. В высокотехнологичной скважине проведен 9-стадийный гидравлический разрыв пласта** (ГРП), получен фонтанирующий приток безводной нефти из продуктивного горизонта, расположенного на глубине 2,3 тыс. метров. Дебит составляет более 45 тонн нефти в сутки.

Пальяновское месторождение. ХМАО

В рамках проекта по освоению нетрадиционных запасов в Ханты-Мансийском автономном округе «Газпром нефть» первой в России реализовала весь цикл технологических решений, применяемых в мировой нефтегазовой отрасли для разработки сланцевой нефти. В частности, было выполнено закрепление горизонтального участка скважины эластичным цементом с последующим проведением многостадийного ГРП (МГРП) с высокими скоростями закачки технологической жидкости. Эластичный цемент, в отличие от обычного, устойчив к многократному воздействию при переменных нагрузках во время МРГП и позволяет обеспечить надежную изоляцию создаваемых трещин друг от друга. Сочетание хорошей изоляции и высоких скоростей закачки ГРП дает возможность создавать интенсивную сеть трещин по всей длине горизонтального ствола, тем самым увеличивая объем углеводородов, вовлекаемых в разработку.

Именно использование аналогичных технологий обеспечивает эффективность освоения сланцевых залежей за рубежом. Результаты применения подобного комплекса операций в баженовской свите, для которой пока не определено эффективных способов промышленной разработки, доказывают возможность полномасштабного освоения этих ресурсов в будущем.

Планирование и мониторинг новой технологической операции выполнялись специалистами Научно-технического центра «Газпром нефти» («Газпромнефть НТЦ»). Все технические решения обосновывались при помощи созданных в НТЦ геологической и геомеханической моделей пласта, построенных на основе большого объема фактических данных о свойствах залежи. Бурение скважины также проводилось под круглосуточным контролем специалистов Центра сопровождения бурения «Газпром нефти» и подразделений, отвечающих за реализацию проекта.

Всего 2015-2016 годах на Пальяновской площади успешно пробурены две горизонтальные скважины в баженовском горизонте. Благодаря эффективной работе всех вовлеченных служб эффективность проходки (прохождение скважины в целевом продуктивном горизонте) составила более 90%. На скважинах опробованы самые современные технологии ГРП ***.

«Бурение в баженовской свите горизонтальных скважин длиной 1000 м, проведение в них многостадийного ГРП в условиях внешнеэкономических ограничений является уникальным не только для компании, но и для российской нефтегазовой промышленности. Успех проведенных работ можно расценивать как огромный шаг вперед в разработке трудноизвлекаемых запасов», — сказал первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев.

* Баженовская свита — горизонт горных пород толщиной от 10 до 100 м, залегающий в Западной Сибири на глубинах 2-3 тыс. м на площади более 1 млн кв. км. По оптимистичным оценкам геологов ресурсы нефти в баженовской свите могут достигать 100-170 млрд тонн и относятся к категории нетрадиционных. Породы баженовской свиты принято считать аналогом североамериканских сланцев, из которых в США добывают сланцевую нефть. Промышленное освоение бажена находится на стадии подбора технологических решений для полномасштабной разработки. Вовлечение нетрадиционных запасов в разработку является одним из направлений Технологической стратегии «Газпром нефти». Научно-технический центр компании курирует вопросы исследований баженовской свиты и планирования опытно-промышленных работ, применяя самые передовые методы для строительства скважин и стимуляции притоков в них.

«Газпром нефть» реализует пилотные проекты по изучению баженовской свиты на Южно-Приобском и Красноленинском месторождениях в ХМАО, а также на Вынгаяхинском месторождении в ЯНАО. Здесь пробурено 12 наклонно-направленных и пологих скважин для оценки потенциала нетрадиционных запасов, проведены гидроразрывы пласта, получены притоки нефти. Выполненные работы позволили подтвердить перспективы промышленного освоения баженовской свиты, оценить потенциал единичной трещины ГРП и перейти к оценке эффективности базовой технологии разработки — бурению горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. На Пальяновском проекте успешно пробурены 2 скважины с длиной горизонтальных стволов 1000 м, отработаны технологии бурения и заканчивания. В целях совершенствования технологии применено заканчивание с цементированием хвостовика, испытываются различные дизайны проведения ГРП. В конце 2015 года «Газпром нефть» начала первый проект по изучению баженовской свиты в ЯНАО. На Вынгаяхинском месторождении проведены операции гидроразрыва пласта в баженовских отложениях на новой оценочной и двух наклонно-направленных скважинах, во всех скважинах получены притоки нефти.

** Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт, которые закрепляются проппантом. По этим каналам нефти гораздо проще поступать из пласта в скважину. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом, обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

*** При проведении операции использовались такие технологии как Slick Water и гибридый гидроразрыв пласта. Обе технологи хорошо зарекомендовали себя при добыче сланцевой нефти. Главное их отличие от обычного ГРП заключается в выполнении высокоскоростной закачки жидкости в пласт, что позволяет создавать вместо одной трещины на каждой стадии гидроразрыва сеть трещин и существенно расширить стимулируемый объем пласта.

Slick Water — дословно — «скользкая вода». Жидкость ГРП состоит из обычной воды со специальной добавкой, которая способствует снижению потерь на трение проппанта о стенки скважины. Гибридный гидравлический разрыв пласта — технология проведения ГРП, которая подразумевает использование комбинаций технологических жидкостей с различными свойствами для обеспечения наибольшей эффективности закачки. В данном случае на начальной стадии использовалась обычная пластовая вода с понизителем трения, затем с целью наиболее эффективного закрепления трещин применялись вязкие гелирующие системы.

Разделение стадий осуществлено при помощи разбуриваемых пробок по технологии Plug&Perf.

  • Фотогалерея «Газпромнефть-Хантос»

Теги: баженовская свита, бурение, добыча, трудноизвлекаемые запасы, сланцевая нефть, технологии добычи

www.gazprom-neft.ru

итоги – ИТОГИ – №147 (декабрь 2017) – 2017 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

В 2017 году «Газпром нефть» утвердила рекордные дивиденды за 2016 год. По итогам этого года компания ожидает не менее впечатляющих финансовых результатов — только за 9 месяцев 2017 года чистая прибыль «Газпром нефти» показала почти 30% роста. Сухие формулировки отчетности говорят об органическом росте бизнеса и эффективных действиях менеджмента. На деле же за этими цифрами стоят новые активы, инновационные технологии, цифровая трансформация всех направлений бизнеса и постоянный поиск наиболее эффективных решений

Новые активы

В этом году «Газпром нефть» обещает показать рекордные для себя результаты по объемам добычи углеводородов, вплотную приблизившись к стратегической цели в 100 млн тонн. Это логичный итог титанических усилий прошлых лет, направленных на вовлечение в добычу активов в Арктике. Сегодня и Приразломное, и Новопортовское, и Восточно-Мессояхское месторождения вносят существенный вклад в общий объем добычи. Очередь за новыми открытиями и приобретениями.

Одно из главных открытий года — месторождение «Нептун» на шельфе Охотского моря. Для компании это и выход в новый регион — Сахалин, и следующий шаг в развитии непростого, но перспективного шельфового направления. Об открытии стало известно в начале октября.

Месторождение расположено на Аяшском лицензионном участке, входящем в проект «Сахалин-3». Ранее лицензия на него принадлежала «Газпрому», однако затем была выдвинута гипотеза о преобладании на участке жидких углеводородов, и проект был передан нефтяной «дочке» газового концерна.

Геологоразведочные работы велись в течение трех лет. На территории 2150 кв. км была проведена 3D-сейсморазведка. Наконец в июне 2017 года началось бурение первой поисковой скважины, которая и подтвердила нефтеносность Аяшской структуры. Качество полученной нефти и результаты испытаний скважины позволяют рассчитывать на успешное освоение месторождения. Его геологические запасы пока оцениваются в 255 млн т.н.э., извлекаемые запасы могут составить 70–80 млн тонн, а это означает добычу на пике около 5–6 млн тонн в год. Существующие дорожные карты предполагают ввод в эксплуатацию месторождения «Нептун» в 2025–2027 гг.

Еще один актив появился у «Газпром нефти» в Ханты-Мансийском автономном округе. И на этот раз речь идет о партнерстве, причем международном. О создании совместного предприятия с крупнейшей испанской энергетической компанией Repsol стало известно в июле: «Газпром нефть» приобрела 25,02% акций принадлежащей Repsol компании «Евротэк-Югра» c правом за счет собственных инвестиций в проект со временем довести долю в нем до 50%.

В активе СП — семь лицензионных участков, на которых уже открыто одно крупное нефтяное месторождение — Оурьинское. Его извлекаемые запасы на государственном балансе составляют 33,8 млн тонн нефти, однако уже сегодня специалисты «Газпром нефти» оценивают потенциальные запасы в 47 млн тонн. На 2018 год на новом активе запланировано строительство скважины с горизонтальным участком длиной 2 км. Также будут продолжены испытания двух горизонтальных скважин, пробуренных ранее. До конца 2019 года будет принято окончательное инвестиционное решение о разработке месторождения.

Новые проекты в уходящем году появились и на Ямале: весной 2017 года «Газпром нефть» получила лицензии на Тазовское (извлекаемые запасы 72 млн тонн нефти, 4,6 млн тонн конденсата, 183,3 млрд куб. м свободного газа) и Северо-Самбургское (извлекаемые запасы 90,5 млн тонн нефти) месторождения. Их разработка позволит более эффективно использовать созданную в регионе инфраструктуру — в том числе магистральный нефтепровод Заполярье — Пурпе, без которого эти проекты не могли бы состояться.

В сентябре на Северо-Самбургском месторождении началась опытно-промышленная добыча нефти из ачимовских залежей. Была расконсервирована и испытана скважина, пробуренная предыдущим владельцем лицензии. Кроме этого здесь были проведены сейсмические исследования, результаты которых позволят уточнить объемы запасов и определить первоочередные участки для бурения. На зиму 2017–2018 гг. запланированы переиспытания еще одной разведочной скважины, а также бурение нескольких горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта. Это позволит выбрать оптимальную стратегию разработки актива.

В 2017 году «Газпром нефть» начала добычу на Западно-Чатылькинском месторождении, открытом в 2016 году на Отдаленной группе месторождений (ОГМ) в ЯНАО. Первая эксплуатационная скважина была построена и испытана в июле. Общая длина скважины составила 4,14 км, в том числе горизонтальный участок — 730 м. Стартовый дебит превысил 500 тонн в сутки безводной низкосернистой нефти. Всего на месторождении планируется построить восемь эксплуатационных скважин, которые обеспечат добычу до 500 тыс. тонн нефти в год. В целом на Отдаленной группе месторождений пик добычи будет достигнут в 2023–2026 годах и составит около 2 млн тонн нефти в год.

Технологии будущего

Технологии уже давно стали для «Газпром нефти» одной из важнейших составляющих стратегии развития. Без поиска и внедрения высокотехнологичных решений сегодня невозможно осваивать нетрадиционные и трудноизвлекаемые запасы, выпускать новые продукты, обеспечивать безопасную и эффективную работу. В 2017 году компания существенно продвинулась во внедрении новых технологий и поиске инновационных решений.

Технологическое лидерство компании в области изучения и освоения баженовской свиты в 2017 году получило, наконец, официальное подтверждение. В мае Министерство энергетики РФ присвоило проекту «Газпром нефти» в этой области статус национального. А в сентябре «Газпром нефть» и правительство ХМАО-Югры заключили соглашение о создании Технологического центра «Бажен».

Суть проекта состоит в создании на Пальяновской площади Красноленинского месторождения в ХМАО специализированного полигона, где будут испытываться технологии поиска и разработки перспективных нефтегазоносных баженовских отложений. Нацпроект позволит объединить усилия науки, бизнеса и государства в создании рентабельных технологий для освоения бажена. Задача-минимум — создать 15 технологий по разным направлениям, таким, как поиск, добыча, оборудование и программное обеспечение. Технологический центр «Бажен» станет открытой отраслевой площадкой, которая позволит объединить усилия нефтегазовых и нефтесервисных компаний, научного сообщества, инвесторов и государства.

«Газпром нефть» и Инжиниринговый центр МФТИ создали в Санкт-Петербурге Центр научно-технического сопровождения гидроразрыва пласта (ГРП) для подбора оптимальных вариантов этой технологической операции при разработке нетрадиционных запасов баженовской свиты. В новом центре будут работать геологи, геомеханики, инженеры «Газпром нефти» и Инжинирингового центра МФТИ. В планах — сопровождение десятков операций по многостадийному ГРП на высокотехнологичных горизонтальных скважинах, которые будут пробурены на проектах «Газпром нефти» по разработке бажена.

Программа модернизации и технологического перевооружения нефтеперерабатывающих заводов «Газпром нефти», как и исследования баженовской свиты, — масштабный проект не на один год. Первый этап программы был начат в 2008 году и завершился в 2015-м. Сейчас идет второй этап, который предполагается закончить в 2020-м. Задачи программы — увеличить глубину переработки, повысить операционную эффективность и выпуск высокомаржинальных продуктов и в разы снизить воздействие заводов на окружающую среду за счет внедрения самых современных технологий.

На Московском НПЗ один из ключевых проектов второго этапа модернизации — строительство комбинированной установки переработки нефти «Евро+». В этом году продолжались доставка на строительную площадку и монтаж крупногабаритного оборудования российского производства. Каждую из таких операций по своей сложности можно назвать уникальной. К концу года готовность объекта составила более 70%. Сдача в эксплуатацию комбинированной установки переработки нефти «Евро+» намечена на вторую половину 2018 года.

Второй этап модернизации Омского нефтеперерабатывающего завода «Газпром нефти» в этом году начал переходить из виртуального проектного пространства на реальные заводские площадки. Сразу на двух комплексах, которые в будущем обеспечат максимально возможную глубину переработки сырья и увеличение выхода светлых нефтепродуктов нового поколения, пройдены важные строительно-монтажные этапы. На площадке строительства комплекса глубокой переработки нефти было полностью смонтировано все крупногабаритное оборудование длительного цикла изготовления. Продолжается строительство новой установки замедленного коксования (УЗК) мощностью по сырью 2 млн тонн в год.

Строительство комплекса глубокой переработки в октябре началось и на НПЗ Панчево в Сербии. Благодаря реализации этого проекта НПЗ Панчево выйдет на передовые позиции в Восточной Европе и достигнет уровня лучших предприятий мира по глубине переработки. Ожидаемый эффект — вывод НПЗ на максимальную мощность (4,8 млн тонн в год), увеличение глубины переработки до 99,2%, увеличение выхода светлых нефтепродуктов до 87%.

Цифровая трансформация

Процессы автоматизации во всех направлениях деятельности «Газпром нефти» идут с начала основания компании. Многочисленные проекты реализуются в самых разных областях — от поиска новых запасов и эксплуатации месторождений до переработки нефти и реализации продукции. Однако в 2017 году компания решительно шагнула от автоматизации к цифровизации деятельности, то есть к внедрению технологий на основе искусственного интеллекта, нейросетей, больших данных — всех тех атрибутов Индустрии 4.0, без которых невозможна новая промышленная революция.

В уходящем году в блоке разведки и добычи «Газпром нефти» были запущены проекты в области цифровой трансформации, которые действительно закладывают основы компании будущего: «Когнитивный геолог», «Когнитивный инжиниринг», «Цифровое бурение». Наиболее масштабный пилотный проект был реализован в «Газпромнефть-Хантосе», где начал работу Центр управления добычей (ЦУД), созданный в рамках программы «Цифровое месторождение». Центр объединил ранее разработанные в компании решения по повышению эффективности отдельных производственных процессов добычи в единую интегрированную среду.

Одна из ключевых систем ЦУД — «цифровой двойник» процесса механизированного подъема жидкости. Это набор гибридных цифровых моделей: от погружных насосов на скважинах до пункта коммерческой сдачи нефти. «Цифровой двойник» позволяет осуществлять автоматизированный подбор наиболее оптимальных режимов работы элементов всего комплекса, заранее идентифицировать нештатные ситуации, вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации. Со временем функционал ЦУД будет расширяться за счет «цифровых двойников» систем поддержания пластового давления, энергообеспечения, подготовки и утилизации попутного газа.

Затронула цифровизация и нефтепереработку: в 2017 году началось создание единой цифровой платформы в блоке логистики, переработки и сбыта «Газпром нефти». Стартовая точка процесса — открытие Центра управления эффективностью (ЦУЭ). Центр объединит все активы в цепочке добавленной стоимости в едином цифровом пространстве, повысит эффективность планирования за счет использования данных в режиме реального времени. Сбор данных предполагается максимально автоматизировать, исключив человеческий фактор, что позволит свести искажения к минимуму. ЦУЭ будет участвовать и в создании на нефтеперерабатывающих заводах полноценного «цифрового производства».

В ближайшие два года ЦУЭ должен выйти на 50%-ную мощность и начать отслеживать, анализировать и прогнозировать количество запасов нефтепродуктов на всех нефтебазах и ТЗК компании; в автоматическом режиме мониторить более 90% параметров производства; анализировать надежность более 40% технологического оборудования и разрабатывать мероприятия, предупреждающие потери нефтепродуктов и снижение их качества.

Новые продукты

Развитие и модернизация нефтеперерабатывающих мощностей дают возможность «Газпром нефти» выводить на рынок новые высокотехнологичные и востребованные продукты. Несколько «премьер» состоялось и в 2017 году.

При строительстве высокотехнологичных скважин в сложных геологических условиях часто используют буровые растворы на углеводородной основе. Основные компоненты этих растворов — специальные базовые масла, доля которых в составе раствора может достигать 90%. Однако до недавнего времени такие масла в России не производились, их приходилось закупать за рубежом.

Ситуация изменилась в 2017 году, когда «Газпром нефть» первой среди российских компаний приступила к выпуску специализированных маловязких базовых масел для буровых растворов по собственной технологии. Производство было налажено на нефтеперерабатывающем заводе «Славнефть-ЯНОС». Ассортимент включает четыре наименования импортозамещающей продукции под маркой Gazpromneft Drilline с общим объемом производства до 5 тыс. тонн в год.

Реализация проекта позволила «Газпром нефти» практически полностью исключить в технологической цепочке производства буровых растворов применение импортных базовых масел и на 30% снизить затраты на это сырье.

Еще один новый продукт от «Газпромнефть — смазочных материалов», который появил-ся в уходящем году, — пластификатор Gazpromneft TDAE. Это специальное масло-мягчитель, которое применяется при изготовлении шин, каучуков и резинотехнических изделий. Особенность продукта — полное соответствие экологическим требованиям, предъявляемым к подобной продукции в Европейском союзе.

В России введение экологических требований к составу автомобильных шин пока только обсуждается. Между тем шины, изготовленные с использованием обычных пластификаторов, не безопасны, так как могут содержать полициклические ароматические углеводороды (ПАУ), признанные канцерогенами. При эксплуатации таких колес ПАУ выделяются в атмосферу, причем вклад шин в общее выделение тяжелой ароматики даже более значителен, чем у отработавших газов двигателей внутреннего сгорания.

«Газпром нефть» стала первой российской ВИНК, которая начала выпуск экологичных и безопасных пластификаторов европейского уровня. Масло выпускается на ОЗСМ по запатентованной технологии и с использованием исключительно собственного сырья.

В 2016 году «Газпром нефть» приобрела 75% акций компании «НОВА-Брит», производителя битумно-полимерных мастик-герметиков для дорожного строительства, добавив к своему быстро растущему битумному бизнесу новое высокотехнологичное направление. Спрос на такие продукты не так велик, как на дорожные битумы, однако по доходности этот сегмент вполне сопоставим с рынком полимерно-битумных вяжущих. Многие из этих материалов в России больше никто не производит.

В 2017 году предприятие первым в России освоило промышленное производство защитно-восстановительного состава, предназначенного для сохранения целостности и увеличения срока эксплуатации дорожных и аэродромных покрытий. Состав, выведенный на рынок под маркой «БРИТ ЗВС», проникая в трещины покрытия, связывает компоненты асфальтобетонной смеси и образует на поверхности защитный слой, восстанавливающий эксплуатационные характеристики объекта, будь то взлетная полоса или магистраль, и защищающий его от воздействия вредных факторов. Исследования, проведенные совместно с Московским автодорожным институтом, показали, что использование «БРИТ ЗВС» повышает коэффициент водостойкости дорожных покрытий в среднем на 35%. Это позволяет продлить срок эксплуатации дороги на 2–4 года и снизить издержки на ее содержание.

В 2017 году Омский НПЗ начал выпуск нового судового топлива с улучшенными экологическими характеристиками. Благодаря содержанию серы не более 0,1% продукт подходит для применения в зонах контроля выбросов, определенных международной конвенцией по предотвращению загрязнений судами MARPOL. Топливо получило сертификат соответствия требованиям технического регламента Евразийского экономического сообщества.

Производство нового судового топлива стало возможным благодаря проекту реконструкции объектов товарного производства, реализованному в рамках масштабной программы модернизации Омского НПЗ. Рецептура новой марки включает присадку, снижающую температуру текучести и препятствующую оседанию в судовом топливе парафинов.

www.gazprom-neft.ru

Запасы нефти и газа  - ПАО «Газпром нефть»

Британская система мерМетрическая система измерения

Наименование Ед. изм. 2011 2012 2013 20142015 Наименование Ед. изм. 2011 2012 2013 20142015
Британская система мер
Запасы нефти группы Газпром нефть  
Доказанные млн барр. 6 789 6 782 7 155 7 3407 266
Доказанные разрабатываемые млн барр. 3 152 3 130 3 086 3 3593 287
Доказанные неразрабатываемые млн барр. 3 636 3 653 4 069 3 9813 979
Вероятные млн барр. 4 789 5 591 5 581 6 2416 447
Возможные млн барр. 4 337 4 579 5 723 6 2476 555
Всего млн барр. 15 915 16 952 18 460 19 82820 268
       
Коэффициент восполнения запасов нефти группы Газпром нефть      
Доказанные % 192 89 203 14882
       
Коэффициент обеспеченности запасами нефти группы Газпром нефть      
Доказанные лет 18 18 20 1917
Доказанные + Вероятные лет 31 33 35 3533
       
Запасы газа группы Газпром нефть  
Доказанные млрд куб. фут. 9 182 12 545 16 836 20 12423 965
Доказанные разрабатываемые млрд куб. фут. 3 447 3 870 4 273 8 17810 466
Доказанные неразрабатываемые млрд куб. фут. 5 734 8 675 12 562 11 94613 499
Вероятные млрд куб. фут. 6 539 7 814 8 814 12 03713 811
Возможные млрд куб. фут. 5 669 5 881 6 690 10 56812 800
Всего млрд куб. фут. 21 389 26 240 32 340 42 72850 576
       
Запасы углеводородов группы Газпром нефть  
Доказанные млн барр.н.э. 8 319 8 873 9 961 10 69411 268
Доказанные разрабатываемые млн барр.н.э. 3 727 3 776 3 798 4 7225 039
Доказанные неразрабатываемые млн барр.н.э. 4 592 5 097 6 163 5 9726 229
Вероятные млн барр.н.э. 5 878 6 893 7 050 8 2478 749
Возможные млн барр.н.э. 5 282 5 559 6 838 8 0088 688
Всего млн барр.н.э. 19 480 21 325 23 850 26 94928 705
Метрическая система измерения  
Запасы нефти группы Газпром нефть  
Доказанные млн тонн 921 915 961 985973
Доказанные разрабатываемые млн тонн 428 426 420 453442
Доказанные неразрабатываемые млн тонн 493 490 541 533531
Вероятные млн тонн 645 750 747 839867
Возможные млн тонн 584 616 770 844558
Всего млн тонн 2 150 2 280 2 479 2 6682 725
         
Коэффициент восполнения запасов нефти группы Газпром нефть          
Доказанные % 192 89 192 14878
         
Коэффициент обеспеченности запасами нефти группы Газпром нефть        
Доказанные лет 18 18 19 1917
Доказанные + Вероятные лет 31 33 35 3533
           
Запасы газа группы Газпром нефть  
Доказанные млрд м3 260 355 477 570679
Доказанные разрабатываемые млрд м3 98 110 121 232296
Доказанные неразрабатываемые млрд м3 162 246 356 338382
Вероятные млрд м3 185 221 250 341391
Возможные млрд м3 161 167 189 299362
Всего млрд м3 606 743 916 1 2101 432
           
Запасы углеводородов группы Газпром нефть  
Доказанные млн тонн н.э. 1 130 1 200 1 343 1 4431 518
Доказанные разрабатываемые млн тонн н.э. 507 514 517 639680
Доказанные неразрабатываемые млн тонн н.э. 623 687 827 804838
Вероятные млн тонн н.э. 794 927 948 1 1121 181
Возможные млн тонн н.э. 713 749 922 1 0841 176
Всего млн тонн н.э. 2 636 2 877 3 212 3 6393 875

Последнее обновление: МАРТ 2016

ir.gazprom-neft.ru

Скрытый ресурс – ТЕХНОЛОГИИ – №140 (апрель 2017) – 2017 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

Подгазовые залежи — существенная часть запасов, с которыми «Газпром нефти» придется иметь дело в самой близкой перспективе. Достаточно сказать, что подобные залежи есть на таких крупных месторождениях, как Восточно-Мессояхское и Новопортовское, и сразу становится ясно: успех принятой в 2016 году программы технологического развития по разработке подгазовых залежей будет оказывать самое непосредственное влияние на показатели компании.

Подгазовые залежи или нефтяные оторочки — особый тип запасов, в которых над нефтяным слоем находится газовая «шапка», как правило, значительного объема. Нефтяная и газовая части в таких месторождениях связаны, и это вызывает различные сложности при их разработке. Так, например, добыча газа без учета ее влияния на нефтяную часть часто приводит к потере существенной части запасов. А прорыв газа к нефтяной скважине может сделать дальнейшую добычу нефти из нее невозможной.

Помимо Нового Порта и Мессояхи подгазовые залежи есть на Урманском, Арчинском, Новогоднем месторождениях «Газпром нефти», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, Куюмбе и Чоне, а также на некоторых активах, которые разрабатываются совместно с компанией «Новатэк» (Яро-Яхинское, Самбургское месторождения). Кроме того, нефтяные оторочки присутствуют на многих месторождениях «Газпрома» (Заполярное, Уренгойское, Оренбургское, Ен-Яхинское, Чаяндинское, Песцовое), и материнская компания привлекает «Газпром нефть» для проведения работ на нефтяной части.

Запасы типа подгазовых залежей могут пополнять ресурсную базу нефтегазовых компаний и во время разработки месторождений «жирного» газа с высоким содержанием газового конденсата: в процессе добычи жидкая фаза может начать выделяться, формируя нефтяную оторочку. В свою очередь на месторождениях легкой нефти с высоким содержанием растворенного в ней газа при изменении давления в процессе добычи может сформироваться техногенная газовая шапка, как это, в частности, произошло на Новогоднем месторождении.

Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн

Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн. Из них только около 300 млн тонн можно добыть с применением традиционных технологий. Еще более 200 млн тонн нефти в компании надеются извлечь благодаря реализации новой технологической программы, разработанной сотрудниками Научно-технического центра «Газпром нефти».

Разработка запасов нефти и конденсата в подгазовых залежах

Вопрос рентабельности

До последнего времени подгазовые залежи не пользовались большим спросом у российских нефтяников. Причина этого кроется в различных особенностях таких запасов, осложняющих разработку и определяющих их статус, как трудноизвлекаемые. Достаточно сказать, например, что в отличие от традиционных нефтяных месторождений в подгазовых залежах на нефть, как правило, одновременно действуют два агента вытеснения: снизу — вода, а сверху — газ. Это усложняет прогнозирование нефтеотдачи и проектирование скважин, ведь больше параметров приходится брать в расчет.

Однако главная проблема при разработке подгазовых залежей, крайне негативно влияющая на их рентабельность, — прорывы газа к скважине. Чтобы их избежать или максимально отсрочить, депрессию* в скважинах необходимо удерживать на относительно низком уровне. Это позволяет в итоге повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), однако отрицательно сказывается на дебите, который напрямую зависит от величины депрессии на пласт. Добыча в этом случае может оказаться нерентабельной.

«Разработку большинства нефтяных оторочек „Газпром нефти“ невозможно вести традиционными методами, не допуская при этом прорывов газа и сохраняя положительную экономику, — отметил начальник управления научно-методического сопровождения геологии и разработки новых активов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Максим Федоров. — Решением проблемы может стать увеличение коэффициента охвата». Поэтому скважины на таких месторождениях делают все более длинными и многоствольными. Это позволяет увеличить площадь притока, одновременно понизить депрессию на пласт и сохранить приемлемые объемы добычи.

Справляться с неприятным газовым фактором помогает и еще одна перспективная технология — устройства контроля притока, состоящие из дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое. Они позволяют ограничивать приток нефти в скважину и тем самым предупреждают прорывы газа, а если прорыв все-таки произошел, дают возможность отсекать проблемные участки ствола.

Александр Жагрин,руководитель дирекции по добыче «Газпром нефти»

«Легкой нефти» в России практически не осталось, для развития и достижения стратегических целей, «Газпром нефть» вынуждена выходить на новые амбициозные проекты. Таким стал в свое время «Новый Порт». Следующие шаги в этом направлении — разработка нефтяных оторочек, в частности, принадлежащих материнской компании «Газпром». Проекты связанные с подгазовыми залежами имеют значительный потенциал в России. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения и развития современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем.

Вывести проект по разработке подгазовых залежей в плюс удается также за счет оптимизации затрат на бурение и инфраструктуру. Это дает возможность сократить сроки окупаемости и получить прибыль за более короткое время, пока газ и вода еще не успели добраться до скважин.

При разработке месторождений, которые имеют как нефтяную, так и газовую часть, важно правильно определить приоритеты: будет ли более эффективной добыча нефти или газа, или, возможно, их стоит добывать одновременно. Ключевыми параметрами здесь выступают так называемый М-фактор (соотношение объемов газовой и нефтяной частей) и толщина нефтяной оторочки. Если М-фактор высок, то есть газа на месторождении заметно больше, чем нефти, а толщина нефтяного слоя при этом не велика (менее 9 метров), как правило, следует делать выбор в пользу добычи газа. В случае более мощной нефтяной оторочки добычу нефти и газа ведут одновременно. Относительно небольшая газовая шапка говорит о том, что преимущество стоит отдать нефти.

Выбор стратегии разработки

Источник: Olamigoke&Peacock (2009г., SPE128603)

В мировой практике при разработке нефтяных оторочек в 63% случаев выбор делался в пользу первоочередной добычи нефти. На 24% месторождений нефть и газ добывались одновременно, и лишь в 13% случаев добывался только газ.

Ценный опыт

В отличие от отечественных нефтяных компаний, мировые лидеры отрасли уже ни одно десятилетие ведут добычу нефти из подгазовых залежей. За это время был накоплен значительный опыт по борьбе с прорывами газа: для этого используют горизонтальные и многоствольные скважины, активные и пассивные системы управления притоком по стволу скважины, закачку в пласт различных химических составов.

Так, например, на месторождении Oseberg в Северном море компания Statoil строила горизонтальные скважины длиной до 2,5 км, а также использовала «умные» системы заканчивания с управлением притоком. На месторождении Shaybah в Саудовской Аравии бурились «фишбоны»**, имеющие до 10 стволов с общей протяженностью до 12 км. Системы управления притоком использовались на месторождении Troll в Северном море. Различные варианты поддержания пластового давления с закачкой воды и газа были опробованы компанией Petronas на месторождении Samarang в Малайзии. На ряде месторождений, в том числе в России, использовалось барьерное заводнение***. На месторождениях США (Northeast Hallsville и Byron) закачка полимеров на нефтяных оторочках обеспечила прирост КИН до 13%. Использование пенообразующих составов на месторождении Snorre позволило снизить газовый фактор на 50% на срок до 6 мес.

Что касается «Газпром нефти», пока наибольших успехов компания добилась в освоении технологий бурения, которые помогают получать экономически рентабельный дебит по нефти. Речь идет о строительстве протяженных горизонтальных, а также многоствольных скважин. Так, на Новопортовском месторождении уже пробурены скважина с двухкилометровым горизонтальным стволом, а также двуствольные скважины. На Восточно-Мессояхском месторождении компания осваивает строительство «фишбонов» с многочисленными ответвлениями. Пробурено уже четыре такие многоствольные скважины. Средняя суммарная длина их горизонтальных стволов с «отростками» составляет порядка 2500 метров.

Программа действий

Среди основных вызовов при разработке подгазовых залежей на активах «Газпром нефти» принятая программа технологического развития выделяет необходимость наращивать опыт по созданию интегрированных моделей месторождений, а также по применению различных систем поддержания пластового давления, совершенствовать используемые модели прогнозирования газового фактора, улучшать оборудование для геофизических исследований в условиях притока газа в скважину. Важной задачей в рамках программы станет подбор наиболее подходящих конструкций заканчивания скважин в зависимости от горно-геологических условий, а также тестирование методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые могут защитить от прорывов газа (закачка разнообразных гелей, полимерных составов, пен и т. п.).

Так как при высоком содержании газа в нефти использование для ее подъема электрических центробежных насосов с газосепараторами становится неэффективным потребуется либо усовершенствовать эти агрегаты, либо отказаться от них в пользу газлифтного метода. А для месторождений, где добыча газа из газовой шапки уже началась, актуальным становится поиск эффективных методов локализации остаточных извлекаемых запасов.

Отдельный, чрезвычайно важный с учетом низкой продуктивности большинства месторождений, вопрос — возможность применения на нефтяных оторочках гидравлического разрыва пласта. Опасность этого очень востребованного сегодня метода интенсификации добычи состоит в том, что ГРП в подгазовой зоне повышает риск прорывов газа, а значит должен использоваться особенно аккуратно.

Эффективная разработка подгазовых залежей требует применения инновационных технологий

Всего программа технологического развития по разработке подгазовых залежей включает в себя 13 проектов, направленных на поиск решений перечисленных проблем и вызовов. «Главный приоритет программы на ближайший год — наращивание компетенций в области создания интегрированных моделей месторождений», — рассказал Максим Федоров. Такой проект сейчас реализуется на Новом Порту. Особенность интегрированной модели состоит в том, что подземная и наземная часть проектируются при тесном взаимодействии функций, так, чтобы получить оптимальное решение, избежать узких мест в инфраструктуре и последующих затрат на их ликвидацию.

Вообще Новопортовское месторождение сейчас, пожалуй, главный полигон для реализации проектов программы по разработке подгазовых залежей. Так, летом 2017 года здесь начнется закачка газа в газовую шапку для повышения нефтеотдачи — первый в «Газпром нефти», да и в целом в России пример создания системы поддержания пластового давления (ППД) с обратной закачкой газа таких масштабов. Проект даст важный практический опыт создания систем ППД на месторождениях с подгазовыми залежами и позволит в дальнейшем реализовывать подобные решения максимально эффективно.

Ряд первоочередных проектов планируется реализовать и на Мессояхе. Один из них посвящен развитию технологий проведения и интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Именно они позволяют получить исходные данные для проектирования и выбора режимов эксплуатации скважин. Однако в случае подгазовых залежей традиционные методики часто приводят к некорректным результатам, а потому требуют совершенствования.

Здесь же на Мессояхе стартует проект, посвященный поиску оптимальных технологий заканчивания скважин для разных геологических условий. Полученный в итоге инструмент поможет в выборе такого варианта заканчивания скважины (многозабойные скважины, горизонтальные скважины большой протяженности, гидроразрыв пласта), который позволит получить наилучшие результаты на каждом конкретном участке.

* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине. Чем давление в пласте выше давления на забое, тем больше приток жидкости к скважине.

** «Фишбон» — многозабойная скважина, у которой от одного горизонтального ствола в разные стороны отходят многочисленные ответвления. По форме она напоминает рыбий скелет (англ. fishbone).

*** Барьерное заводнение — закачка воды на газонефтяном контакте для создания барьера между нефтяной оторочкой и газовой шапкой для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и вторжения нефти в газовую шапку.

www.gazprom-neft.ru

Нефть в активе – ПРОСТО О СЛОЖНОМ – Приложение «Нефть. Просто о сложном» №123 (июль-август 2015) – Тематические приложения – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

«Газпром нефть» и ее дочерние предприятия владеют правами на пользование недрами на 70 лицензионных участках в восьми нефтедобывающих регионах России. Помимо этого, компания реализует проекты добычи и геологоразведки еще в нескольких странах, в том числе в Сербии и Ираке. В этом материале — об основных и самых интересных месторождениях «Газпром нефти»

Приразломное нефтяное месторождение

«ГПН Шельф», Архангельская обл., шельф Печорского моря

Начальные извлекаемые запасы нефти — 81,5 млн тонн

Месторождение относят к Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, открыто в 1989 году, сегодня оно — первое и пока единственное нефтяное месторождение, осваиваемое на арктическом шельфе России, где добыча уже начата. К тому же Приразломное — единственное месторождение в Арктике, разрабатываемое в условиях замерзающего моря. Так, норвежские проекты в Баренцевом море находятся в части, свободной ото льда. Помимо тяжелого климата нефтяники имеют дело с непростой геологией: продуктивные пласты Приразломного относятся к карбонатным коллекторам, осложненным гидрофобным фактором. Это означает, что порода коллектора не смачивается водой и нефть может к ней «прилипать». В такой ситуации требуется применение дополнительных поверхностно-активных веществ, способных «выгнать» нефть из коллектора. Также пласт характеризуется сильной фациальной изменчивостью и неоднородностью состава — залежи отделены друг от друга непроницаемыми породами. Все это приводит к нестабильности добычи в пределах отдельных участков продуктивного пласта.

Добыча на Приразломном месторождении началась в 2013 году. Первая нефть была отгружена на Большую землю в апреле 2014-го, а уже в сентябре того же года на шельфе был добыт миллионный баррель нефти.

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение

«ГПН Новый Порт», ЯНАО, Ямальский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 233,9 млн тонн

Месторождение расположено на севере полуострова Ямал и относится к Западно-Сибирской НГП. Новопортовское открыто еще в 1964 году, но его промышленная разработка началась только через 50 лет. Столь долгий срок обусловлен логистической недоступностью месторождения. Несмотря на большие запасы нефти, причем нефти легкой, малосернистой и малосмолистой, по своим качествам превосходящей известные российские бренды, освоение запасов оказывалось нерентабельным из-за отсутствия адекватного способа транспортировки продукции. «Газпром нефть», получив лицензию на разработку Новопортовского, решила построить небольшой участок трубопровода до Обской губы, а оттуда переправлять нефть на Большую землю танкерами при поддержке ледокольного флота. Нефтеналивной терминал на побережье Обской губы должен быть построен к концу 2015 года, полномасштабная промышленная разработка месторождения начнется в 2016 году.

С геологической точки зрения Новопортовское считается очень сложным — из-за многочисленных тектонических нарушений, приводящих к высокой расчлененности залежей. Это значит, что геологи имеют дело с пластами, в которых сложно определить местонахождение коллекторов из-за разломов, неоднородности пласта. Помимо «удобных» терригенных коллекторов в мезозойских отложениях часть нефти содержится в породах, относящихся к палеозою. Их разработка потребует поиска и привлечения дополнительных технологий.

Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное месторождение

«ГПН-Развитие», «Мессояханефтегаз», ЯНАО, Тазовский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 337,7 млн тонн

Месторождение входит в группу Мессояхских месторождений, расположенных на Гыданском полуострове (арктической части Западно-Сибирской НГП) и считающихся самыми северными материковыми месторождениями нефти в России. По объемам запасов относится к уникальным. Основные продуктивные пласты приходятся на терригенные коллекторы, но разработка отягощена несколькими негативными факторами. Нефть на Мессояхе — высоковязкая, битуминозная, смолистая, и ее извлечение — процесс энергозатратный. При этом для Гыдана, как и для всего Крайнего Севера, характерно отсутствие необходимой инфраструктуры — электростанций и дорог. Сейчас для полноценной разработки месторождения ведется строительство газотурбинной электростанции и нефтепровода, который соединит месторождение с магистральной трубопроводной системой Заполярье — Пурпе.

Есть и геологические сложности — большинство ловушек на Мессояхе тектонически и литологически экранированы (см. схему). Это означает, что продуктивный пласт испещрен разломами, а толщина коллекторов неоднородна и построение геологической модели требует дополнительных исследований. В тех случаях, когда ловушки относятся к пластовому сводовому или массивному типу и удобны для добычи, сложностью становится наличие обширной переходной зоны — участка на границе водонефтяного раздела, где нефть перемешана с водой. Список проблем дополняют климатические условия — работать приходится с многолетнемерзлыми породами. Их особенность — постоянные микроподвижки, которые могут привести к сминанию скважин. Для борьбы с этим явлением требуется применение особых арктических цементов при строительстве скважин.

Южная лицензионная территория Приобского нефтяного месторождения

«ГПН-Хантос», ХМАО, Ханты-Мансийский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 447,6 млн тонн

Приобское месторождение уникально по запасам нефти. «Газпром нефть» разрабатывает Южную лицензионную территорию, а геологические запасы всего месторождения оцениваются в 5 млрд тонн. Нефть добывается из характерных для Западно-Сибирской НГП терригенных коллекторов мезозойских отложений. Однако нефть Приобки относится к трудноизвлекаемым запасам из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов, большого количества недонасыщенных коллекторов и пластов с малыми нефтенасыщенными толщинами. Разработка таких залежей требует применения дополнительных методов интенсификации притока: многостадийного гидроразрыва пласта, бурения многоствольных и горизонтальных скважин, подбора оптимальных режимов эксплуатации скважин. В целях максимального повышения эффективности геологоразведки на Приобском месторождении применяется сейсмосъемка 3D. Она позволяет значительно увеличить количество получаемой информации и детализировать представление о строении залежей. Хотя месторождение открыто еще в 1982 году, его рентабельное освоение стало возможным только после внедрения современных технологических решений.

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

«ГПН Оренбург», Оренбургская область

Начальные извлекаемые запасы нефти — 101 млн тонн

Месторождение относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции или так называемому второму Баку — по аналогии с первым Баку — первоисточником нефтедобычи в Российской империи. Это обширная территория между Волгой и Уралом, тянущаяся от Сыктывкара до Оренбурга. Нефтегазовый потенциал провинции был предсказан Иваном Губкиным: разработка месторождений в Урало-Поволжье началась еще в 30-е годы прошлого века и успешно продолжается до сих пор.

Основные сложности геологического строения связаны с неоднородностью карбонатных коллекторов, высокой степенью их расчлененности, прерывистостью продуктивных пластов. В силу крайней изменчивости внутреннего строения залежей, большого количества трещин и каверн самых разных размеров и протяженности нефтяники сталкиваются с невозможностью остановиться на какой-то одной оптимальной технологии разработки. В то же время трещиноватость, свойственная карбонатным коллекторам, способствует более быстрому обводнению продукции добывающих скважин по сравнению с терригенными коллекторами. Наличие газовой шапки существенно усложняет подбор оптимальных режимов работы скважин, сейчас в зависимости от расположения скважин применяются различные методы эксплуатации — фонтанные, газлифтные, с использованием электрических центробежных насосов.

Нефть, добываемая на Оренбургском месторождении, типична для Волго-Уральской НГП и относится к «тяжелой» российской нефти — смолистая, парафинистая, со значительным количеством сернистых примесей. Газ газовой шапки — жирный углеводородный, с высоким содержанием агрессивного сероводорода, что требует соблюдения повышенных мер промышленной безопасности при разработке скважин и использования устойчивого к коррозии оборудования.

Вынгапуровское и Суторминское нефтегазоконденсатные месторождения

«ГПН-Ноябрьскнефтегаз» и его филиал «ГПН-Муравленко», ЯНАО, Пуровский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 221,9 млн тонн и 252,5 млн тонн соответственно

Крупнейшие месторождения нефти на Ямале относятся к Западно-Сибирской НГП. Коллекторы терригенные, поровые. Промышленная разработка обоих месторождений ведется с начала 80-х годов ХХ века. Поздняя стадия разработки сопровождается характерными сложностями — высоким обводнением, небольшими дебитами скважин, заколонным перетоком жидкости, связанным с плохим цементированием скважин при их строительстве в советское время. К плюсам можно отнести наличие всей необходимой инфраструктуры и логистических возможностей для транспортировки нефти.

Несмотря на многолетнюю разработку, по-прежнему ведется геологическое изучение как Вынгапура, так и Суторминского месторождения. На Вынгапуровском месторождении проводится доразведка неисследованных территорий. Месторождение включает в себя больше 60 пластов, содержащих нефть, разную по качеству, химическим и физическим свойствам. На Вынгапуре отрабатываются новые методы как геологоразведки, например методика прогноза коллекторов, так и разработки: бурятся горизонтальные, многоствольные скважины, проводятся многостадийные гидроразрывы пласта. Для Суторминского месторождения характерно сложное фациальное строение: в одном пласте может содержаться до 6 залежей нефти, не связанных между собой. При таком строении сложно точно определить местоположение каждой отдельной залежи, требуется бурение большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, чтобы охватить весь пласт. В то же время на обоих месторождениях добываются качественные легкие нефти, не требующие в дальнейшем сложной подготовки и очистки от примесей.

Нефтяное месторождение Бадра

GAZPROM NEFT BADRA B. V., Восточный Ирак

Начальные извлекаемые запасы нефти — 99,4 млн тонн

Месторождение относится к нетфегазоносному бассейну Персидского залива. Иракскими проектами «Газпром нефть» заинтересовалась в 2009 году. В 2010-м уже началась разведка на Бадре, а в 2014-м — промышленная эксплуатация месторождения. Как оператор разработки «Газпром нефть» получает от иракского правительства вознаграждение — первая партия нефти сорта Kirkuk отгружена компании 7 апреля 2015 года. В плане геологии Бадра — одно из сложнейших в регионе. Несмотря на крайне удобный тип ловушек — пластовый сводовый, коллекторы здесь карбонатные — доломитизированный трещиноватый известняк со сложным фациальным строением. Нефтяники называют их «пирогом» — за большое количество перемычек внутри пласта.

Нефтяное месторождение Саркала

GAZPROM NEFT MIDDLE EAST B. V., Курдский автономный регион, Ирак

Начальные извлекаемые запасы нефти — 8,7 млн тонн

В 2012 году проектный портфель «Газпром нефти» пополнился контрактами на разведку и добычу на трех блоках в Курдском автономном районе Ирака: Гармиан (в пределах которого впоследствии было открыто месторождение Саркала), Шакал и Халабджа. Месторождения относятся к нетфегазоносному бассейну Загрос.

Курдистан остается одним из немногих регионов в мире, где все еще возможны крупные открытия месторождений УВ. С точки зрения геологии территория Курдистана относится к нефтегазоносному бассейну Загрос, одному из крупнейших в мире. Для этой территории характерны все наиболее актуальные вызовы современной нефтегазовой отрасли — карбонатные трещиноватые коллекторы, интенсивная тектоника, месторождения с нефтяными оторочками.

Дополнительной сложностью для геологов стал гористый ландшафт, осложняющий проведение сейсморазведки, а для инвесторов — риски, связанные с непростой геополитической ситуацией в регионе.

Урманское нефтяное месторождение

«ГПН-Восток», Томская область, Парабельский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 15,5 млн тонн

Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, растянувшейся от Томска до Карского моря. На сегодня Западно-Сибирская НГП — наиболее изученная и богатая запасами, здесь добывается больше половины всей российской нефти. Как правило, добыча в Западной Сибири ведется из терригенных коллекторов юрских отложений. Однако на Урманском месторождении помимо юры разрабатывается также палеозой. Отложения палеозоя более древние и глубокие, чем юрские. По оценкам геологов, нефтяные залежи в палеозое составляют порядка 5–10% всех запасов нефти Западно-Сибирской НГП. Только в Томской области извлекаемые запасы палеозоя могут достигать 1 млрд т.н.э.

Особенность палеозойских залежей в том, что они заключены в трещиноватых карбонатных коллекторах и из-за сложности строения и разработки обычно относятся к нетрадиционным запасам. Обширная газовая шапка и подстилающая вода также осложняют разработку залежи. Наличие большого количества трещин, с одной стороны, обеспечивает коллектору хорошую проницаемость, а с другой — грозит быстрым обводнением, прорывами газа из газовой шапки при разработке месторождения, поглощением бурового раствора и заклиниванием оборудования при бурении. Геологи сталкиваются с необходимостью применения новых технологий при интерпретации сейсмических данных для определения внутреннего строения залежи, направления трещин.

Добыча на месторождении осложняется свойствами самой нефти — по большей части она тяжелая, парафинистая, а холодная сибирская зима располагает к осаждению парафинов на стенках скважин и насосном оборудовании.

Территории, представленные на карте нефтегазоносных провинций России, отранжированы по количеству запасов нефти и газа. Также на карте обозначено распределение нефтяных и газовых месторождений. Помимо этого, содержится информация о регионах активности «Газпром нефти» и большинстве месторождений, разрабатываемых компанией.

www.gazprom-neft.ru


Смотрите также