И зрелые, и новые: «РН-Северная нефть» наращивает производственную базу

Активы ООО «РН-Северная нефть» в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции не новые, месторождения здесь эксплуатируются уже почти четверть века. Однако геологоразведка вкупе с технологическими новациями в области повышения нефтеотдачи позволяют строить планы их дальнейшего развития на два десятка лет вперед. Компания применяет на своих объектах современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), запускает в эксплуатацию новые месторождения и при этом обеспечивает прирост запасов.

Геологические открытия последнего времени позволяют ООО «РН-Северная нефть» не только восстанавливать, но и периодически наращивать производство. При этом в структуре сырьевой базы компании при почти 800 млн тонн начальных геологических запасов текущие остаточные извлекаемые составляют 170 млн. Наибольшие объемы приходятся на группы месторождений вала Сорокина и вала Гамбурцева.

В 2017 году «Северная нефть» отметила юбилейное промысловое достижение – добыла свою 65-миллионную тонну нефти. За прошлый год она также прирастила запасы на 6,8 млн тонн нефти. Это заместило более 10% от объема сырья, добытого почти за 25 лет.

В 2018 году начнется освоение новой ресурсной базы и продолжится разведка перспективных участков. В частности, компания продолжит разведку на Баганской (Южной) группе месторождений – своем изначальном сырьевом активе, на сильно выработанной нефтяной территории.

Целевая компания

«РН-Северная нефть» ведет разработку и добычу нефти на 17 нефтяных месторождениях в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, одном из важных ресурсно-индустриальных регионов России. «Северная нефть» была основана в 1994 году в Республике Коми и создавалась целенаправленно «для изучения и разработки ряда новых средних и малых месторождений со специфическими геологическими характеристиками, в частности с трудноизвлекаемыми запасами». Это месторождения северных районов Тимано-Печорской НГП, удаленные от тогдашних центров и путей нефтепроводного транспорта. Объекты, освоение которых советские нефтяники не форсировали из-за сложности разработки и трудностей с вывозом продукции.

Суммарные извлекаемые запасы нефти компании оценивались в 66,5 млн тонн, это больше, чем у иной страны, например Узбекистана или Украины.

Однако ресурсная база «Северной нефти» была непростой для освоения. С одной стороны, на территории так называемой Южной группы месторождений на тот момент осваивались только 2 месторождения, еще 7 находились в опытной эксплуатации, а на 8 проводились начальные геологоразведочные работы. Геологические объекты «Северной нефти» были «свежими». С другой стороны, их освоение подразумевало крупные капиталовложения, при этом значительного финансирования требовало и решение нефтетранспортных задач.

И все же такой потенциал привлекал внимание многих влиятельных сил. Среди акционеров «Северной нефти» оказывались и региональные участники рынка Республики Коми, и столичные инвесторы с неясной репутацией, и крупнейшая российская частная ВИНК «ЛУКОЙЛ», в те годы расширявшая свое присутствие в Тимано-Печорской провинции.

От безденежья к валу

Первые годы деятельности «Северной нефти» были экономически не особенно эффективными. Производство активно развивалось, фактически ежегодно одно за другим вводились в эксплуатацию все новые месторождения: Северо-Баганское и Восточно-Баганское, Восточно-Веякское, Веякошорское, Сандивейское, Салюкинское. Добыча росла, предприятие получало приличную выручку. Однако вместе с ней увеличивалась задолженность по всем статьям.

Через пять лет после своего создания «Северная нефть» получала за год около $30 млн, но ее долг достиг уже $75 млн, а стоимость чистых активов оценивалась в минус 532 млн руб.

Компания скатывалась в типичную схему недружественного поглощения, когда деловой актив намеренно делается токсичным, банкротится и продается за бесценок. Сегодня уже неважно, кто из тогдашних акционеров способствовал такому сценарию, – он не реализовался.

Компания провела дополнительную эмиссию акций, привлекла кредиты и с 1999 года стала увеличивать инвестирование в производство. В результате она получила рост добычи, значительно превышающий запланированный. Если в 1994 году компания извлекла 83 тыс. тонн нефти, то в 2000 – 841 тыс. тонн при изначальном плане 300 тыс. тонн.

А в 2001 году «Северная нефть» выиграла конкурс на право изучения и разработки очень перспективного нефтяного участка – вала Гамбурцева в Ненецком административном округе. Это комплекс из трех месторождений – Хасырейского, Черпаюского и Нядейюского – общей площадью более 520 км2, расположенных в Большеземельской тундре. Суммарные извлекаемые запасы нефти в его границах предварительно оценивались в 62,6 млн тонн. То есть сырьевая база компании почти удваивалась за счет «свежих» месторождений. Но их освоение требовало $870 млн, из которых только минимальные капиталовложения в подготовку к промышленной эксплуатации составляли $350 млн.

С приобретением вала Гамбурцева прежняя «Северная нефть» не только вышла на пик своей ресурсной базы и рыночной стоимости, но и подошла к верхнему пределу инвестиционных возможностей.

Вложить почти миллиард долларов в освоение новых, не полностью разведанных месторождений было не под силу средней по масштабам деятельности компании. В 2003 году «Северную нефть» приобрела «Роснефть».

Между Гамбурцева и Сорокина

«Роснефть» в тот период времени формировала единый крупный производственный комплекс в Северо-Западном регионе. У нее были доли в компании «Архангельскгеолдобыча» и через нее в СП «Полярное сияние», в проектах разработки Приразломного и Штокмановского месторождения. Компания строила экспортный транспортный комплекс в Архангельске, располагала крупной сетью автозаправочных станций в Мурманской и Архангельской областях и экспортным морским терминалом в Архангельске.

«РН-Северная нефть» заняла в этой группе активов важную роль. После вхождения предприятия в состав «Роснефти» инвестиции в развитие выросли на 60%. За счет эксплуатации месторождений вала Гамбурцева «РН-Северная нефть» увеличила добычу более чем на 50% по сравнению с уровнем «независимого» периода. Госкомпания превратила вал Гамбурцева в автономный производственный комплекс с разветвленной системой трубопроводов, узлом учета нефти, системой поддержания пластового давления, дожимными насосными станциями и мощным Хасырейским энергоцентром, который работает на ПНГ и обеспечивает электричеством весь район разработки месторождений.

Увеличились объемы бурения. За последние 15 лет на участке запущено порядка 140 скважин. Сейчас «РН-Северная нефть» перешла к программе уплотняющего бурения для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) из недр вала Гамбурцева (в 2017 году на участке была добыта 35-миллионная тона нефти). Эта эксплуатационная стратегия оказывается эффективной с учетом геологических ограничений для прироста запасов на данной лицензионной территории.

В то же время на других участках у компании потенциал увеличения сырьевой базы есть и она его активно использует. В первую очередь это касается месторождений вала Сорокина, лицензии на освоение которых «РН-Северная нефть» стала поочередно приобретать с 2006 года. Совокупные извлекаемые запасы нефти здесь велики, около 100 млн тонн, но неоднородны. Часть их залегает в пластах с традиционными геологическими характеристиками, а другая – в коллекторах с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Одна нефть имеет относительно нормальные химико-физические свойства, иная является высоковязкой. Полноценного промыслового опыта для разработки сорокинских месторождений у нефтяников в прошлом десятилетии не было. Дело к тому же осложняло отсутствие транспортной инфраструктуры в районе расположения тех объектов.

«Мост» Осовейского

К освоению сорокинских запасов «РН-Северная нефть» приступила в 2011 году на Осовейском месторождении. Тогда уже было ясно, что Баганская группа и объекты вала Сорокина исчерпали свой потенциал роста добычи, и компания начиная с 2008 года снижала производство. Формально значение Осовейского в выравнивании профиля добычи не имело такого уж большого значения: у него наименьшие запасы из объектов сорокинского комплекса.

Тем не менее оно имеет стратегическое значение, так как находится всего в 27 километрах от Хасырейского промыслового комплекса с развитой инфраструктурой, подключенной к магистральной системе «Транснефти». Не столь уж значительные инвестиции в интеграцию транспортных систем обещали скорейшее получение выручки от добычи и продажи осовейской нефти.

Своеобразным «мостом», который связал новое месторождение с хорошо освоенным Гамбурцевым комплексом, стал напорный нефтепровод от Осовейского к дожимной НС «Хасырейская», действующей на одноименном месторождении.

Такая интеграция помогла решить сразу комплекс задач. Добытая на новом объекте нефть тут же отправлялась в транспортную систему для продажи, и компания смогла получать выручку уже на стадии опытной эксплуатации месторождения. При этом недропользователь начал нарабатывать навыки эксплуатации сорокинских залежей. На Осовейском, как и на других объектах вала Сорокина, продуктивные горизонты залегают на глубине 3500-3700 м, а большая часть коллекторов являются низкопористыми. Концепция разработки включает строительство многозабойных скважин, наклонно-направленных, зарезку боковых стволов нагнетательных скважин.

Положительный опыт разработки сорокинского «пионера» повлиял на сроки освоения других месторождений вала. После того как в 2014 году разработка Осовейского была переведена в промышленную стадию, в 2015 году «РН-Северная нефть» начала эксплуатацию Лабаганского месторождения. Низкие мировые цены на нефть в тот период не остановили реализацию этих планов – долгосрочные перспективы оказались весомее временной рыночной конъюнктуры.

Долгая «жизнь» для Лабаганского

Начало освоения Лабаганского стало точкой отсчета следующего этапа в недропользовании компании. Его запасы нефти в 2-3 раза больше, чем Осовейского, кроме того, новое месторождение расположено рядом с самым крупным объектом Сорокинского вала – Наульским. Поэтому запуск Лабаганского давал также старт освоению основной части сырьевой базы нового геологического района. Игорь Сечин, председатель правления и главный исполняющий директор «Роснефти», назвал в свое время этот проект одним из ключевых для компании.

Разработка Лабаганского месторождения потребовала строительства нового межпромыслового 104-километрового нефтепровода от установки подготовки нефти до ДНС «Нядейюская» – на одноименном самом северном месторождении вала Гамбурцева. Это помогло и загрузить уже имеющиеся инфраструктурные мощности, и обеспечить высокие темпы эксплуатации Лабаганского. Его разработка сначала остановила тенденцию снижения добычи «РН-Северной нефти», а в следующем (2016) году обеспечила прирост производства, темпы которого в некоторые месяцы исчислялись двузначными числами. Чуть больше чем за год на Лабаганском был получен 1 млн тонн нефти.

Способствовало этому широкое применение бурения горизонтальных скважин и многоствольных скважин по методу fishbone, которое позволяет повысить дебит и КИН.

Ресурсная база этого месторождения включает в себя нефть с различными химико-физическими свойствами в разных пластах. Пластов 10, и обособленность одних от других позволяет вводить коллекторы в эксплуатацию поэтапно. Сейчас на Лабаганском осуществляется первый этап разработки, в рамках которого добыча ведется на пяти карбонатных пластах. В них залегает нефть низкой и средней вязкости. Понятно, что «РН-Северная нефть» взялась для начала за эксплуатацию пластов с меньшими производственными и экономическими рисками.

Ряд пластов месторождения имеет перспективы значительного прироста запасов и нуждается в доразведке. Геологи «РН-Северная нефть» объясняют это повышением точности исследовательских технологий по результатам бурения, которые позволили установить основания для переоценки ресурсной базы Лабаганского, других сорокинских и тимано-печорских месторождений. Специалисты предполагают, что запасы Лабаганского могут быть увеличены почти в 2 раза по сравнению с текущими оценками.

Второй этап разработки залежей уже высоковязкой нефти в терригенных пластах запланирован на период после 2030 года.

Наульское – крупнейшее и труднейшее

Обустройство Лабаганского и создание на нем всей необходимой инфраструктуры стало базой для освоения Наульского месторождения. Оно не только самый крупный по запасам геологический объект Сорокинского вала, но и самый сложный и дорогостоящий для эксплуатации. Облегчила ее территориальная близость указанных месторождений: достаточно построить всего 20 км межпромыслового напорного нефтепровода Наул – Лабаган для вывоза новой продукции.

Ее смешение с нефтью других месторождений валов Сорокина и Гамбурцева только повышает сортность и облегчает транспортировку. Дело в том, что наульское сырье в еще большей части объемов залежи, чем на Лабаганском, является высоковязким. Первыми на Наульском в 2016 году были введены в разработку и эксплуатируются 5 объектов с наименее вязкой и плотной нефтью этого в целом тяжелого сырья. Переход ко второму этапу, когда войдут в строй остальные пласты с еще более высоковязкой нефтью, запланирован на 2030 год.

Однако и нынешнюю сырьевую базу можно разрабатывать только с изначальным применением продвинутых МУН. В данном случае выбраны тепловые методы, непрерывное прогревание пластов.

Концепция разработки подразумевает строительство 139 эксплуатационных наклонно-направленных скважин, а также 40 многозабойных с горизонтальными ответвлениями. Причем объем горизонтального бурения на Наульском растет, а средние дебиты скважин достигают 90 тонн в сутки. Для разработки месторождения нужны 53 нагнетательные скважины, 6 компрессоров, 16-километровый промысловый газопровод, система энергообеспечения для парогенераторов, теплообменников и подогрева извлеченного сырья.

Рост продолжится

Большую часть запасов «РН-Северной нефти» нельзя назвать легкоизвлекаемыми и, как следствие, высокорентабельными. Но применение МУН как на старейших промыслах, так и на ранней стадии разработки новых залежей позволяет после спада добычи в 2014 году наращивать ее ускоренными темпами и планировать высокие показатели отбора на будущее. Неотъемлемой частью этой стратегии является пополнение ресурсной базы за счет разведки и доразведки участков недропользования.

В частности, в прошлогоднем приросте запасов нефти компании в 6,8 млн тонн почти 2 млн тонн дало Наульское месторождение. Этому способствовало проведение на участке сейсморазведки 3D, геолого-геофизических исследований, а также бурение трех поисково-разведочных скважин.

Сейсморазведка 2D и 3D и интерпретация данных позволили уточнить ресурсную оценку участков Пасседского (с оценочными запасами 3,7 млн тонн категории С1) и Вашуткинского, полученных «Роснефтью» в 2014 году. В результате сейсморабот на этих участках подготовлен следующий этап ГРР – выбраны точки под бурение разведочных скважин.

Игорь Ивахненко