Добыча на месторождениях им. Титова и Требса сопряжена с геотехническими проблемами — эксперты

vrnd

Месторождения имени Титова и Требса в Ненецком автономном округе обоснованно относятся к разряду наиболее перспективных в современной российской «нефтянке». Крупные и «молодые» запасы обеспечивают устойчивый рост производства, который может продлиться до конца нынешнего десятилетия.

Однако, хотя производственные рекорды и полномасштабное освоение месторождений еще впереди, опыт текущей эксплуатации уже выявил серьезные геотехнические проблемы. Их преодоление, скорее всего, сделает ненецкий проект «Башнефти» более дорогостоящим, а это, в свою очередь, может повлечь за собой внесение изменений в условия партнерства с ЛУКОЙЛом.

Как сообщил журналистам глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов в кулуарах сентябрьского экономического форума «Сочи-2016», «Башнефть» и ЛУКОЙЛ пересмотрят модель совместной разработки месторождений имени Титова и Требса в Ненецком автономном округе после выхода на пик добычи. «В 2018-2019 гг. проект выйдет на максимальный уровень в 4 млн тонн в год, а дальше мы еще раз финализируем модель месторождения на основании тех скважин, которые будут пробурены, и оценим дополнительные возможности по росту добычи и стабилизации на этом уровне», –  пояснил глава ЛУКОЙЛа.

ЛУКОЙЛ имеет 25% плюс 1 акцию в ООО «Башнефть-Полюс», которое выступает недропользователем указанных месторождений. Остальной пакет акций принадлежит «Башнефти», купившей лицензию на разведку и добычу сроком на 25 лет в феврале 2011 года, и затем передавшую ее совместному с компанией Алекперова предприятию. Площадь лицензионного участка составляет около 2,2 тыс. квадратных километров, совокупные доказанные запасы нефти месторождений Титова и Требса (ТиТ) оцениваются в более 240 млн баррелей. Добыча стабильно растет, и доля ненецкой нефти в общем балансе «Башнефти» увеличилась за три года с 0,6% до 10%.

Однако в сочинском заявлении Вагита Алекперова содержится посыл и к другой тенденции развития проекта ТиТ. Ранее планы освоения предусматривали достижение более высоких пиковых значений, в том числе и как условие для начала переговоров о перераспределении доходов и акций в совместном предприятии. В заявленном виде намерения по ревизии прежних договоренностей, скорее всего, означают, что результаты операционной деятельности на месторождениях ТиТ не вполне оправдывают былых ожиданий.

Месторождения им. Романа Требса и им. Анатолия Титова были открыты в конце 1980-х гг., и первоначально получили другие названия. Попытка их освоения в те годы оказалась неэффективной, что, кстати говоря, послужило одной из причин переименования, но объекты остались в фокусе внимания нефтяников. И уже тогда профессионалам было ясно, что для повышения рентабельности разрабатывать эти близко расположенные друг к другу месторождения следует одновременно, создавая на них единую инфраструктуру.

Месторождение им. Романа Требса было открыто поисковой скважиной №1 в 1987 году в процессе опоисковывания Варкнавтской структуры, которая и дала первоначальное название. А месторождение им. Анатолия Титова – в 1989 скважиной №20П на площади «Оленья», из которой был получен фонтанный приток нефти из отложений нижнего девона. Оба месторождения находятся в северо-восточной части Ненецкого автономного округа на территории Садаягинской ступени Хорейверской впадины. Нефть первого месторождения – парафинистая, а второго – легкая.

Руководители сделавшего открытия производственного объединения «Архангельскгеология» отправили рапорт в союзное Министерство геологии об обнаружении гигантского месторождения на Оленьей площади в Хорейверской впадине с извлекаемыми запасами свыше 200 млн тонн нефти. В руководстве министерства оценку повысили уже до 450 млн тонн, следуя методу геологических аналогий, хотя керна и другого регионального материала для изучения и более точного прогнозирования запасов в этом районе было недостаточно. Именитые столичные руководители предполагали, что имеют дело не с отдельными структурами и залежами, а с единым нефтегазоносным объектом большой площади. Геологи из добывающего объединения «Коминефть» опровергали теорию «единого нефтяного поля» и настаивали, что запасы обособленной Оленьей площади составляют максимум 70 млн тонн.

Между тем, «Коминефть» получила правительственное указание направить все силы и средства на освоение предполагаемого Оленьего месторождения. Были составлены проекты и ТЭО строительства новых скважин, автомобильных и железных дорог из Усинска и Нарьян-Мара, трасс нефте- и газопроводов, линий электропередачи. На север пошел поток оборудования, материально-технических ресурсов, прежняя программа геологического изучения севера Тимано-Печерской провинции была изменена ради открытия предсказанной большой нефти Оленьего.

Позднее эта кампания получила среди профессионалов название «оленьей авантюры». Недостаточное обеспечение данными геологоразведки не позволило правильно выбрать места для строительства поисковых и эксплуатационных скважин. Неудивительно, что пробуренные за два года 4 новые скважины в отличие от первооткрывательницы оказались «сухими». Только задокументированные финансовые потери от неудачного освоения Оленьего составили $62 млн в ценах рубежа 80-90-х гг. Нефтяникам было велено свернуть все работы по проекту, а освоение севера Тимано-Печорской провинции признано высокорискованным.

Для того чтобы стереть память об этом провале, Оленье было переименовано сначала в имени «70 лет Октября», а после распада СССР – в им. Титова.

Тем не менее, даже неудачные скважины улучшили представление о геологической картине этого района и облегчили следующему поколению нефтяников освоение североненецких недр.

После распада СССР месторождения ТиТ стали предметом интереса сначала иностранных инвесторов в лице американо-норвежского консорциума TimanPechoraCompany, а с усилением российских участников рынка – и разнообразных отечественных компаний. Среди них были и ЛУКОЙЛ, и «Калмыцкая нефтяная компания», задействовавшие для победы и отраслевой и территориально-административный лоббистский ресурс. Но к середине прошлого десятилетия политическое руководство решило, что продать североненецкие запасы будет выгоднее, когда мировые цены на нефть станут еще выше. В 2005 месторождения ТиТ были зачислены в разряд стратегических, что автоматически осложнило процедуру их продажи.

Ситуация изменилась в период президентства Дмитрия Медведева. В 2010 году Роснедра выставили на аукцион месторождения Титова и Требса с условием переработки как минимум 42% добываемой нефти на российских НПЗ, и затем присудили победу «Башнефти». При этом целый ряд отечественных компаний, а также столь желанные сегодня индийские инвесторы, к конкурсу не был допущен. «Башнефть» взяла верх, заплатив 18,476 млрд руб., при минимальной цене, установленной Роснедрами в 18,171 млрд руб.

В феврале 2011 года компания получила лицензию, согласно которой суммарные извлекаемые запасы на госбалансе по категориям С1+С2 составляли 140,1 млн тонн. Через месяц «Башнефть» и ЛУКОЙЛ заключили договор о сотрудничестве, а в декабре того же года подписали основные документы по созданию совместного предприятия ООО «Башнефть-Полюс». Размер необходимых инвестиций в проект был оценен в $5 млрд, себестоимость нефтедобычи – в $14 за баррель, срок окупаемости – в 7 лет. Максимальная производительность на стадии опытно-промышленной разработки прогнозировалась на уровне 4,8 млн тонн в год, а в период полномасштабного освоения месторождений – 6 млн тонн в год. Достижение этого показателя планировалось на 2017 год.

Как отмечал тогда «Нефть и Капитал», нельзя было рассчитывать, что «Башнефть» сможет наладить переработку североненецкого черного золота на своих НПЗ. Нефть на них отправляется по схеме замещения с ближайших промыслов. И по всей вероятности, «Башнефть» изначально планировала после победы организовать партнерство с ЛУКОЙЛом. Во-первых, потому что ЛУКОЙЛ владеет Варандейским терминалом, расположенным в 15 км от месторождения им. Требса – наилучшим маршрутом для экспорта здешнего сырья. А во-вторых, потому что ЛУКОЙЛу принадлежали скважины на обоих месторождениях, пробуренные в прежние годы.

Процедура создания ООО «Башнефть-Полюс» включала в себя, с одной стороны, покупку ЛУКОЙЛом блокпакета общества за $160 млн, а, с другой, – приобретение совместным предприятием 29 поисковых и разведочных скважин за $60 млн. С их восстановления и эксплуатации и началась опытно-промышленная разработка месторождений Требса и Титова. Выгоды ЛУКОЙЛа от партнерства с «Башнефтью», помимо получения доступа к ранее недостижимым запасам, состояли в том, что продукция от ТиТ помогает загрузить избыточные мощности Варандейского терминала. Он, как известно, способен переваливать 12 млн тонн нефти в год, но экспортирует значительно меньше из-за сокращения добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении ЛУКОЙЛа.

И возможно, проблемы на том самом близлежащим от ТиТ – Южно-Хыльчуюском, молодом и поначалу высокоперспективном месторождении: быстрая обводненность пластов и недостижение плановых дебитов – имеют параллели с результатами разработки таких же молодых месторождений им. Требса и Титова.

Промышленная добыча стартовала на них в августе 2013 года на 12 из 29 старых разведочных скважин. До конца года было добыто 291 тыс. тонн, в 2014-м производство выросло до 828 тыс. тонн. К концу 2014 продукцию на месторождениях давали уже 23 из 37 скважин. Строительство новых стволов и капитальный ремонт законсервированных увеличил к концу 2015 года число продуктивных скважин до 51 единицы. То есть техническая мощность промысла увеличилась с 2014 по 2015 год на 222%. Но добыча выросла гораздо скромнее – на 69%, до 1,4 млн тонн.

Ни в «Башнефть-Полюсе», ни в компаниях-учредителях на тему проявившихся трудностей разработки месторождений ТиТ не распространяются. Однако геологи и промысловики, имеющие отношение проекту, отмечают целый комплекс проблем.

Среди них сложное строение геологического разреза, состоящего из различных пород, и испытавшего воздействие разнообразных геологических процессов на формирование нефтегазового коллектора. Так, цементация пород ухудшила фильтрационно-емкостные свойства, а выщелачивание, способствующее развитию вторичного пустотного пространства, сформировало участки коллекторов высокого качества. Месторождение им. Требса по продуктивным отложениям не имеет ясных очертаний, а территория распространения и высота нефтенасыщенности выходят за пределы структуры, не обозначив достоверных контуров водонефтяного контакта. Схожие геологические особенности и у месторождения им. Титова. С одной стороны, это создает дополнительные возможности для новых геологических открытий на лицензионной территории. С другой – увеличивает риски, что выбор районов и направлений для бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин по методу выстраивания геологических аналогий окажется ошибочным, а сделанные инвестиции – безрезультатными. По этой причине, в частности, провалилась упомянутая выше попытка «кавалерийского» освоения месторождения Титова на излете советской власти.

Указанные геологические особенности с момента старта опытно-промышленной разработки сначала увеличивали сроки строительства скважин, а после стали сильно затруднять их эксплуатацию. Скважины месторождений ТиТ проходят через несколько горизонтов, и по причине неоднородности пород по всей протяженности стволов в большинстве из них отмечена неустойчивость стенок в терригенных отложениях. Разрушение стенок ведет к перетоку значительной части буровых растворов в пласт, подчас – в колоссальных объемах. Поэтому, по определению разработчиков, продуктивные пласты вскрываются неэффективно, а фактические дебиты оказываются ниже проектных на несколько десятков процентов, на некоторых скважинах – до 40-50%.

В 2016 году «Башнефть-Полюс» планирует ввести в эксплуатацию 29 скважин, из которых 26 будут новыми. В результате производство нефти должно составить по итогам года «около 2 млн тонн», рассказал журналистам губернатор НАО Игорь Губин после недавней встречи с руководством СП и его акционеров. Можно отметить, что еще весной представители недропользователя говорили о годовой добыче «более 2 млн тонн», а темпы прироста производства в этом году к уровню 2015-го снижаются с 76% по итогам 6 месяцев до 50%, ожидаемых в целом по году. А ведь скважинный фонд увеличивается в нынешнем году быстрее, чем в прошлом.

В этой связи специалисты, имеющие отношение к проекту, прогнозируют, что его стоимость увеличится, как минимум, до $7 млрд, а срок окупаемости возрастет до 12 лет.

Из технических документов по реализации проекта ТиТ можно понять, что риски неудач при строительстве новых скважин заставили «Башнефть-Полюс» сконцентрироваться на максимизации производительности тех, которые уже дают нефть. Для этого компания стала наращивать масштабы горизонтального бурения. Если в 2014 году из общего объема эксплуатационной проходки в 88 тыс. м на долю горизонтального пришлось 12,6 тыс. м, то в 2015-м она возросла до 52,6 тыс. м из общих 119,4 тыс. м. То есть «горизонталь» растет опережающими темпами. Однако проблема миграции бурового раствора проявляется и в горизонтальных ответвлениях скважин. Поэтому «Башнефть-Полюс» начала проводить испытания альтернативных буровых растворов. В частности, геологами и инженерами СП был отмечен один из западных продуктов на водной основе, эффективный для первичного вскрытия коллекторов и безопасной эксплуатации скважин. Однако масштабного использования новинки не последовало, поскольку международная компания предлагала ее только вместе со своими услугами, а постоянным подрядчиком строительства скважин на ТиТ является ООО «Газпром Бурение».

Тем не менее, похоже, специалисты «Башнефть-Полюс» пришли к выводу, что в оставшиеся годы ОПР потенциал наращивания скважинного фонда исчерпал себя в качестве главного драйвера роста добычи. Со следующего года «Башнефть-Полюс» впервые начнет сокращать объем буровой деятельности. В течение 2017-2018 гг. «Газпром Бурение» пробурит всего 28 эксплуатационных скважин. 19 из них – на месторождении им. Требса, а остальные – на месторождении им. Титова. То есть в ежегодном исчислении темпы разбуривания месторождений снизятся примерно на половину от текущего уровня.

Добавим, что в 2016 году «Башнефть-Полюс» увеличила расходы на покупку услуг по изоляции негерметичностей эксплуатационных колонн, по приготовлению и закачке блокирующих составов на них, а также по выполнению текущего и капитального ремонта скважин. Предприятие наращивает использование струйных насосов, которые в местных сложных и неустойчивых коллекторах эффективнее электроцентробежных насосов и штанговых глубинных насосов. Таким образом, разворачивается борьба за качество, а не за количество скважинного фонда.

Прежние планы разработки ТиТ предусматривали строительство 200 скважин. Сегодня осведомленные источники указывают, что решение о масштабе скважинного фонда для полномасштабного освоения ТиТ будет пересмотрено.

Но некоторые планы «Башнефть-Полюса» выглядят особенно примечательными. Со следующего года компания начнет глушить скважины на своем первом месторождении – им. Требса (добыча на нем составляет 75-80% от общего производства СП). А ведь даже если эксплуатация этих стволов стартовала в 2013 году, то продолжительность работы менее четырех лет значительно уступает среднему по отрасли показателю «жизнедеятельности» скважины в 20-25 лет. Специалисты, близкие к реализации проекта ТиТ, утверждают, будут глушиться те стволы, где миграция раствора была особенно велика, а приемлемый уровень изоляции скважинного пространства так и не был достигнут, из-за чего нефтяные дебиты безостановочно снижаются. Это свидетельствует о том, что главная геотехническая проблема разработки месторождений ТиТ так и остается нерешенной.

С нынешнего года СП концентрируется на увеличении нефтеотдачи за счет активного заводнения пластов. «Башнефть-Полюс» расширяет мощности системы поддержки пластового давления за счет закачки в пласт водогазовой смеси – дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. А также – мощности утилизации попутного газа без сжигания его на факеле (газовый фактор на ТиТ составляет 250 кубометров на тонну, и в качестве решения по утилизации газа выбрана обратная закачка вместе с жидкостью). Понятно, что начало заводнения с учетом всех особенностей здешних коллекторов – это колоссальный риск.

По мере того, как в следующие три-четыре года на месторождениях ТиТ станут снижаться объемы эксплуатационного бурения и увеличиваться масштабы заводнения пластов, акционеры «Башнефть-Полюс» будут оценивать, в каком состояния разработка месторождений переходит из опытно-промышленной стадии в полномасштабную. Но уже очевидно, что реальная степень рентабельности проекта отличается от той, что оценивалась при рыночных ценах на нефть в $110 за баррель в 2011 году, и при невысокой предполагаемой себестоимости. Реальная себестоимость производства на ТиТ по описанным ранее причинам оказывается выше расчетной.

По некоторым данным, с начала осуществления проекта ТиТ были периоды, когда «Башнефть» сокращала выполнение своих инвестиционных обязательств (особенно в 2015 году), и тогда стабильность капиталовложений обеспечивал ЛУКОЙЛ. Очевидно, что эти прецеденты и снижение нормы рентабельности ТиТ ужесточат позицию ЛУКОЙЛа на переговорах о финализации затрат в период ОПР и пересмотре распределения прибыли и нефти. Однако, теперь эти переговоры предстоит вести не с самостоятельной «Башнефть», а с «Роснефтью»…

Нынешний «козырь» ЛУКОЙЛа – экспортный маршрут через Варандей – с каждым годом увеличивает свою зависимость от ТиТ, и к 2019-2020 гг. эти месторождения будут обеспечивать до 60-70% от текущего уровня перевалки нефти. С другой стороны, ТиТ – один из немногочисленных драйверов общего роста производства нефти в НАО, поэтому после приобретения «Башнефти» «Роснефтью», ее влияние на отраслевые процессы в регионе станет не меньшим, чем у ЛУКОЙЛа.

По данным Департамента природных ресурсов Ненецкого автономного округа, за 8 месяцев 2016 года в регионе было добыто 10,5 млн тонн нефти. По сравнению с аналогичным периодом прошлого года добыча выросла на 889 тыс. тонн или на 9%. Рост обусловлен, в первую очередь, наращиванием объемов добычи нефти на месторождениях им. Требса и им. Титова, а также на Лабаганском месторождении «Роснефть». И в меньшей степени – на Харьягинском, Ошском и месторождении им. Россихина, где работает ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Кроме этого, выросли объемы добычи нефти на шельфе – на Приразломном месторождении компания «Газпром нефть шельф» за 8 месяцев 2016 года добыла 1245 тыс. тонн (почти в 3 раза больше, чем за аналогичный период прошлого года).

План добычи нефти в НАО на 2016 год составляет 16,3 млн тонн.

47790-b

/Oilcapital.ru/



Print This Post Print This Post
©2018 Pro-arctic.ru