ПАО "НК "РуссНефть" ожидает значительного прироста ресурсной базы на Тагринском месторождении
21.06.2020 Время чтения 14.1 мин. Нефтегазовая промышленность
Месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО-Югра, а также частично в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Перспективы дальнейшего развития Тагринского месторождения связаны с освоением ачимовских отложений. "Русснефть" получила лицензии для геологического изучения новых участков месторождения в 2018 и в 2019 годах.
"Русснефть" ожидает значительного прироста ресурсной базы на Тагринском месторождении. Прирост извлекаемых запасов на Тагринском месторождении "Русснефти" может составить до 10 миллионов тонн", - говорится в сообщении. Результаты проведенных в 2019-2020 годах сейсморазведочных работ на восточном фланге и южнее Восточно-Калинового участка месторождения позволили геологам компании рассчитывать, что каждый из участков может обеспечить прирост запасов в 5 миллионов тонн.
"Русснефть" входит в число крупнейших компаний по объемам добычи нефти в России. В портфеле компании активы в ключевых нефтегазоносных регионах РФ (Западной Сибири, Волго-Уральском регионе и Центральной Сибири), а также в Азербайджане. Объем доказанных и вероятных запасов (2P) компании превышает 200 миллионов тонн. Председатель совета директоров и один из основных бенефициаров "Русснефти" - Михаил Гуцериев.
Добыча нефти в ПАО "НК "РуссНефть"
Компания обладает сбалансированным портфелем активов в России в ключевых нефтегазоносных регионах (Западной Сибири, Волго-Уральском регионе и Центральной Сибири). Объем запасов по международной классификации (SPE) категории 2P на 01.01.2019 составляет 210 млн тонн. Запасы нефти по российской классификации, категориям АВ1+В2, составляют 601 млн тонн.
Стратегией Компании предусмотрена активная инвестиционная деятельность, направленная на рост объемов эксплуатационного бурения, ввод новых скважин, создание новой и модернизации существующей инфраструктуры, а также достижения органичного роста в среднесрочной перспективе.
Основные цели добывающего комплекса «РуссНефти» в рамках утвержденной стратегии развития: обеспечение роста добычи углеводородного сырья и рост запасов.
Для достижения этих целей был разработан ряд эффективных производственных программ. Они позволяют: сформировать оптимальную систему управления разработкой и добычей; снизить операционные издержки.
Основные мероприятия в рамках указанных программ:
реализация инженерно-технологических решений для эффективной разработки низкорентабельных месторождений;
внедрение инновационных методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов;
повышение эффективности эксплуатации зрелых месторождений;
выполнение мероприятий по повышению уровня технологического обеспечения процесса нефтедобычи;
осуществление мониторинга разработки месторождений Холдинга с использованием постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей.
Добыча газа в ПАО "НК "РуссНефть"
По итогам 2019 года фактическая добыча газа ПАО НК "РуссНефть" составила 2 451 млн кубометров, в том числе природный газ 258 млн кубометров. На месторождениях Компании было добыто 2 193 млн кубометров попутного нефтяного газа. При этом уровень утилизации газа по итогам года был выдержан на уровне 95%, тем самым требование государства, направленное на максимальное снижение негативного воздействия производства на окружающую среду полностью выполнено.
Программа эффективного использования попутного нефтяного газа (ПНГ).
В настоящее время задача Компании состоит в том, чтобы поддерживать уровень рационального использования ПНГ, повышать энергоэффективность нефтедобычи, сокращать эмиссию парниковых газов. Эта деятельность будет осуществляться в рамках корпоративной программы, разработанной на 2019-2021 гг. В соответствие с ней запланировано финансирование ряда крупных объектов инженерной и газовой инфраструктуры.
Газовый бизнес.
Развитие газового бизнеса является приоритетом для Компании. В 2019 году были продолжены работы по проекту модернизации и расширению газовой инфраструктуры для нефтегазоконденсатных месторождений, что позволяет удерживать достигнутый объем добычи газа на месторождениях Компании. При выборе технологий и оборудования Компания отдает приоритет технологиям и оборудованию российских производителей.
Геологоразведка и запасы в ПАО "НК "РуссНефть"
Общее количество месторождений -122 (ГБ РФ на 01.01.2020).
Предприятия Компании подразделяются по территориально-производственному признаку на следующие группы:
1. Западно-Сибирская
2. Поволжская
3. Центрально-Сибирская
Нефтеносность месторождений в границах Поволжской группы связана с терригенными и карбонатными породами средне-нижнего карбона и девона, а в Западно-Сибирском и Центрально-Сибирском регионах - с отложениями верхней юры и неокома.
Перспективы открытия новых залежей нефти и газа, а также расширение границ нефтеносности ранее открытых, связаны со стабильной реализацией программы по геологоразведке в частности с детальностью проведения качественных сейсморазведочных работ МОГТ-2D/3D, а также поискового и разведочного бурения.
При этом, в последнее время, основными направлениями пополнения портфеля запасов на среднесрочную перспективу стали трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы. Что позволяет оперативно проводить ранжирование проектов, выделяя наиболее привлекательные и перспективные (Верхне-Шапшинское, Тагринское, Западно-Варьеганское месторождения).
В 2017 году завершены полевые СРР МОГТ-3D на лицензионных участках Шапшинской группы месторождений. Общий объем проведенных СРР превышает 1600 км2. В текущем году проведена комплексная обработка и переинтерпретация выполненных сейсморазведочных работ и скважинных данных Шапшинской группы месторождений, что позволило уточнить геологическую модель неокомских отложений.
Результаты программы эксплуатационного бурения подтвердили высокую результативность проводимых геологоразведочных работ (ГРР). Так в 2019 году по пласту Ач нижний, Верхне-Шапшинского месторождения суммарный прирост запасов составил 1,6 млн. тонн нефти, на Тагринском месторождении получен прирост в 13,3 млн. тонн.
Дополнительные изыскания на Тагринском месторождении позволили прирастить порядка 10 млн. тонн. запасов высоко маржинальной нефти, которые распространяются за пределы границ Тагринского ЛУ в нераспределенных фондах недр в пределах границ флангов Тагринского месторождения и Восточно-Калинового ЛУ.
В 2019 году, в рамках геологического изучения Ханты-Мансийского месторождения выполнена обработка и интерпретация материалов сейсморазведочных работ (СРР) 2D (протяженность 2 781 пог.км.) по результатам определен район для дальнейшего изучения и проведения детальных СРР 3D (площадь 100 км2) на палеозойские отложения.
Пробурена поисково-оценочная скважина на Соболином ЛУ ООО «Томская нефть». Уточнена нефтегазоностность разреза Маревой площади, которая не подтвердила промышленных запасов нефти и газа, скважина ликвидирована.
По итогам реализации программы ГРР в 2019 году, суммарный прирост запасов по Компании составил более 15 млн. тонн.
С целью ежегодного восполнения ресурсной базы, Компания планирует продолжить вести политику в области геологоразведки, основанную на:
- поиске и разведке новых залежей УВ в нефтегазоперспективных горизонтах за счет поискового и разведочного бурения, а также опережающего эксплуатационного бурения;
- повышении эффективности поискового и разведочного бурения за счет улучшения качества сейсморазведки 2D и 3D, позволяющей детально картировать сложнопостроенные ловушки УВ, в том числе в глубокозалегающих комплексах;
- расширении границ уже установленных залежей
- приобретении потенциально перспективных новых участков недр на основе геологических и технико-экономических оценок.
Технологическое развитие в ПАО "НК "РуссНефть"
ПРОГРАММНАЯ ПОДДЕРЖКА ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ И ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КОМПАНИИ
В Компании утверждена и реализуется стратегия по повышению уровня автоматизации производственных процессов. Это повышает качественный уровень управления, увеличивает скорость принятия решений, что в конечном счете, снижает себестоимость добычи нефти и газа. В дальнейшем это упрощает планирование разработки и эксплуатации месторождений, позволяет значительно уменьшить присутствие персонала непосредственно на месте проведения работ.
Ключевыми программами в рамках реализуемой стратегии являются:
Система сбора и обработки геолого-промысловой информации «PRODUCTION» и электронный оперативный журнал эксплуатации скважин «ШАХМАТКА»:
единая интегрированная база данных;
единые алгоритмы обработки информации;
унифицированные отчеты;
автоматический ввод информации из систем базового уровня контроля с функцией мониторинга контроля работы фонда скважин.
Программный комплекс для мониторинга и управления разработкой нефтегазовых месторождений «NGT SMART» и АИС «ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ»:
Локализация остаточных запасов и потенциала по увеличению добычи по ячейкам заводнения длягеолого-технических мероприятий (ГТМ);
интегрирование геологии и добычи;
анализ эффективности разработки месторождений;
планирование ГТМ, анализ эффективности ГТМ;
сопоставление и анализ плановых и фактических показателей добычи.
Оперативный контроль и анализ работы механизированного фонда скважин «Pump» и оперативный учет оборудования «Скважинное оборудование»:
мониторинг добывающего фонда, выявление отклонений в работе скважин и оборудования;
анализ фактического оборудования, работающего на скважинах, построение математической модели работы оборудования на скважинах;
сбор и хранение данных по эксплуатации скважин;
подбор всего комплекта УЭЦН к скважинам;
формирование отчетов по работе механизированного фонда;
создание единого хранилища данных по оборудованию скважин;
учет движения и хранения оборудования.
Одним из ключевых направлений дальнейшего развития направления эксплуатации механизированного фонда скважин, является автоматизация процессов контроля его работы и обеспечение принятия качественных управленческих решений, исходя из заложенных алгоритмов накопления электронной базы знаний.
В 2019 году в ОАО «Варьеганнефть» проведена успешная апробация модуля OIS «Технолог» на взаимодействие с существующей системой АСУиТП, позволившая в режиме реального времени отслеживать параметры работы скважин, выявлять отклонения по заданным критериям, производить подбор и моделирование работы погружной насосной установки. На 2020 год запланировано тиражированию модуля во всех Филиалах и Обществах Компании. В перспективе, на его базе предусмотрено интегрирование всех процессов, связанных с контролем, управлением и учетом качества работы погружного оборудования скважин.
В рамках реализации стратегии проведена большая работа по оснащению и модернизации производства датчиками первого уровня и средствами связи «Офис-Производственные объекты».
Кроме того, успешно работает система «PRODUCTION», запущены в промышленную эксплуатацию «ШАХМАТКА» и «NGT SMART», проводятся пилотные работы в Обществах по учету скважинного оборудования.
В 2019 году в Компании и дочерних обществах успешно завершен этап опытно-промышленной эксплуатации автоматизированной системы планирования и анализа эффективности ГТМ (СПГТМ). В 2020 году разворачивается процесс промышленного внедрения данной системы, позволяющей повысить оперативность проведения технологических расчётов, ввести электронноевзаимодействие специалистов, автоматизировать некоторые функции по формированию оперативной отчетности и анализа эффективности ГТМ.
Осенью 2019 года был внедрен передовой отечественный программный комплекс по проектированию гидроразрывов пласта (ГРП). Использование данного программного продукта позволит усилить контроль за проведением операций ГРП на месторождениях Компании, проводить разработку оптимального дизайна ГРП для конкретных геологических условий, в т.ч. для сложных условий Баженовской свиты и Ачимовских отложений.
КОМПЕТЕНЦИИ В РАЗРАБОТКЕ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ (ТРИЗ)
В 2019 году эффективность в работе с ТРИЗ подтвердил комплексный подход к проектированию оптимальных систем разработки. Основные составляющие системы:
Единая цифровая информационно-аналитическая система повышения эффективности разработки;
Современные подходы и программное обеспечение для «Proxy» и 3D геолого-гидродинамического моделирования с учетом Геомеханики и Нелинейной фильтрации в пласте;
Система оперативной оптимизации разработки в зонах эксплуатационного буренияс учетом реальной геологии, геомеханики и фактических данных добычи для строительства новых скважин;
Интегрированное многовариантное технико-экономическое моделирование систем разработки.
IT В ПРОМЫШЛЕННОМ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ПРОЕКТИРОВАНИИ
В 2018 году в Компании проведено опытное развертываниецифровой системы ADVANTA для управления проектами в Капитальном строительстве.
Система показала свою высокую эффективность и в 2019 году введена в промышленную эксплуатацию. В настоящий момент пользователями системы ADVANTA являются 153 специалиста Компании, Ханты-Мансийского филиала, ОАО «Варьеганнефть» и подрядных проектных институтов.
Система используется для ведения полного цикла разработки проектно-сметной документации от разработки ТУ и задания на проектирование до выгрузки проектной документации после прохождения Главгосэкспертизы.
ТЕХНОЛОГИИ СТИМУЛЯЦИИ СКВАЖИН
В мае 2019 года на палеозойских карбонатных отложениях на Ханты-Мансийском месторождении впервые в Компании проведен кислотный гидроразрыв пласта с применением бесполимернойгелевой системы в условиях высокой пластовой температуры (+118°C). Применение данной технологии позволило замедлить скорость реакции кислоты с породой более чем в 15 раз, что позволило обеспечить более глубокое проникновение рабочей кислоты в пласт.
Успешно проведены опытные работы по стимуляции методом ГРП горизонтальной скважины Тагринского месторождения с применением пакера с увеличенным внутренним проходным диаметром (75,9мм). Данная технология позволяет избежать нежелательного воздействия высоких давлений на определенные участки конструкции горизонтальной скважины при проведении ГРП, с возможностью активации муфт ГРП шаром диаметром менее 70 мм (стимуляция пропущенных по технологическим причинам интервалов).
В минувшем году проведена подготовка к проведению пилотных испытаний нескольких перспективных технологий в начале 2020 года:
- технология проведения повторных многостадийных ГРП с использованием химического отклонителя –позволит повысить экономическую эффективность эксплуатации горизонтальных скважин с МГРП;
- технология проведения за одну спуско-подъёмную операцию цикла перфорации нового интервала, проведения ГРП, освоения с помощью струйного насоса. При положительных результатах испытаний позволит сократить цикл освоения скважин после ГРП: произвести качественную и быструю очистку ствола скважины после воздействия, снизить негативное влияние технологических жидкостей на продуктивный пласт после стимуляции.
ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ МГРП
С 2016 года Компания реализует проекты по бурению горизонтальных скважин с проведением на них многостадийных гидроразрывов пласта (МГРП). Технология позволяет существенно увеличить площадь дренирования и, как следствие, увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН), в том числе на залежах, имеющих низкие коллекторские свойства.
Основные проекты реализуются в двух подразделениях Компании – ОАО «Варьеганнефть» и Ханты-Мансийский Филиал.
При выполнении МГРП на горизонтальных скважинах особое внимание уделяется системам заканчивания, поскольку при реализации нескольких трещин вдоль одного ствола необходимо решить ряд сложных технологических задач, а именно обеспечить:
качественную изоляцию зон МГРП друг от друга;
качественное вскрытие зоны проведения гидроразрыва пласта (ГРП);
уменьшить риски по инициации трещины;
сократить время выполнения МГРП.
В 2016 году для МГРП на горизонтальных скважинах начала использоваться шаровая компоновка, позволяющая по необсаженному стволу с помощью системы набухающих пакеров и шаровых муфт МГРП эффективно выполнять поэтапные гидроразрывы.
В 2017 году Компания приступила к технической реализации опытно-промышленных работ, направленных на оптимизацию типов заканчивания горизонтальных скважин для МГРП, в результате чего были успешно опробованы следующие технологии:
сдвижные муфты (шаровые компоновки);
муфты с растворимыми седловинами (шаровые компоновки);
технология «Мангуст» по обсаженному горизонтальному стволу.
Технология «Мангуст» реализуется через совместную работу флотов ГРП и ГНКТ. Преимущества данной технологии в том, что она позволяет существенно сократить цикл освоения новой горизонтальной скважины с МГРП и быстрее запустить скважину в работу.
В 2018 году по Ачимовскому объекту Тагринского месторождения впервые в Российской Федерации успешно выполнена работа по наиболее передовой технологии заканчивания многостадийного ГРП - «Plug&Perf» - технология с применением геофизического кабеля при проведении ГРП в обсаженном горизонтальном стволе.
Наиболее передовая на данный момент технология заканчивания многостадийного ГРП «Plug&Perf» на геофизическом кабеле позволяет существенно сократить затраты, не привлекая флот ГНКТ, поскольку изоляция зон МГРП и вскрытие пласта производится на геофизическом кабеле.
В 2019 году Компанией реализуется программа строительства и заканчивания горизонтальных скважин по 2х колонной схеме с длиной горизонтального участка свыше 500 метров и углом вскрытия продуктивного пласта более 90° на Тагринском месторождении.
Совершенствование конструкции новых скважин и внедрение в 2019 году инновационной одноколонной технологии в конструкции скважин, показавшей себя на стадии пилотного мониторинга в 2018 году наиболее перспективной, позволит Компании получить кумулятивный эффект за 2 года от снижения удельной стоимости скважин более чем 3 млрд.руб.
В ходе строительства новых эксплуатационных скважин и зарезки боковых стволов на базовом фонде в 2019 году отобрано более 1000 метров керна, что позволило Компании усовершенствовать геологическое моделирование, оптимизировать затраты.
ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН
В процессе эксплуатации механизированного фонда скважин начато систематизированное применение подвесок НКТ с внутренним полимерным покрытием ведущих мировых производителей. В 2019 году 55 скважин на месторождениях Компании оборудованы защищенными НКТ, позволяющими комплексно предотвращать осложнения по причине коррозии и АСПО и снижать операционные затраты на эксплуатацию.
Проводятся испытания новых технологий в сфере погружных электронасосных установок. Так в 2019 году на месторождениях Варьеганского блока Компании проводились опытные работы по применению малогабаритных УЭЦН типоразмеров 2А, 4У для определения перспектив эксплуатации в горизонтальных стволах и скважин с промежуточными колоннами малых диаметров. Так же в Ханты-Мансийском филиале Компании проводились пилотные работы по применению УЭЦН с расширенным диапазоном рабочих характеристик типа ImpalaExtended-Range ESP российского производителя Новомет, эксплуатация которого особенно актуальна для освоения новых скважин для вывода их на стационарный приток, когда дебит может варьироваться от десятков кубометров в режиме – до сотен кубометров в сутки в начале эксплуатации.
В 2019 году проводились успешные испытания перспективных штанговых глубинных насосовдля работы в условиях высокого выноса механических примесей и высоковязких нефтей на месторождениях Ульяновского блока Компании.
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ
С 2017 года, с целью вовлечения всех работников в процесс оптимизации производственных процессов и затрат, запущена Программа принятия и внедрения организационных и технических инноваций, включающая в себя все стадии обработки идей – от инициации до мониторинга и мотивации авторов.
За прошедший период, непосредственно сотрудниками, задействованными в производстве, было инициировано и принято к внедрению более 240 идей, охватывающих обширную тематику от реинжиниринга процессов бурения, промышленного строительства, снижения энергопотребления до технологических усовершенствований производственных процессов. Накопленный эффект от внедренных мероприятий с начала существования Программы оценивается более чем в 760 млн. руб.
Председатель Совета Директоров компании нефтегазовой компании "РуссНефть" Гуцериев Михаил Сафарбекович
Члены Совета директоров НК "РуссНефть"
Саид Гуцериев Генеральный директор Форте Инвест
Дмитрий Романов Вице-президент НК Русснефть
Авет Миракян Генеральный директор АО «ФГ САФМАР»
Андрей Зарубин Генеральный директор НК Нефтиса
Владимир Щербак
Яна Тихонова Глава представительства «Гленкор Интернэшнл АГ»
Сергей Степашин Председатель Комитета по аудиту, Независимый директор
Роберт Скидельски Независимый директор
Андрей Дерех Независимый директор
Виктор Мартынов Председатель Комитета по вознаграждениям и номинациям, Независимый директор
Роман Тян Заместитель Генерального директора по экономике и финансам АО "НК "Нефтиса"
Правление нефтегазовой компании "РуссНефть"
ТОЛОЧЕК Евгений Викторович Президент компании "РуссНефть"
ПРОЗОРОВСКАЯ Ольга Евгеньевна Старший вице-президент по экономике и финансам
МАЛЫШЕВ Александр Сергеевич Вице-президент по добыче нефти и газа
ЕВЛОЕВ Магомед-Али Суламбекович Вице-президент по коммерции
ДОХЛОВ Андрей Валерьевич Вице-президент по экономике и бюджетированию
СУХОПАРОВ Михаил Васильевич Вице-президент по геологии и разработке
РОМАНОВ Дмитрий Вячеславович Вице-президент по корпоративным отношениям
ФЕДОСЕЕВ Алексей Игоревич Вице-президент по безопасности
ПЕРМЯКОВ Александр Сергеевич Вице-президент по капитальному строительству
АВАЛИШВИЛИ Давид Гурамович Вице-президент – директор Департамента по перспективным проектам и сервисам
Координаты ПАО "НК "РуссНефть"
Адрес: 115054, г. Москва, улица Пятницкая, д. 69
Телефоны: + 7 (495) 411-6309, факс (495) 411-6325
E-mail: russneft@russneft.ru
Контакты для СМИ
Пресс-служба ПАО НК «РуссНефть»:
Тел.: (495) 411-63-21
Факс: (495) 411-63-19
E-mail: pr@russneft.ru
