Posted 21 января 2009,, 09:00

Published 21 января 2009,, 09:00

Modified 16 августа 2022,, 21:52

Updated 16 августа 2022,, 21:52

На пути к миллиону

21 января 2009, 09:00
"РИТЭК" планирует наращивать объемы добычи нефти в Татарстане Независимые нефтяные компании Татарстана объявили о приостановке с 1 декабря добычи нефти, поскольку при текущих ценах им не хватает выручки, чтобы платить таможенные пошлины и НДПИ. «РИТЭК» (дочерняя компания «ЛУКОЙЛа») по объему добычи нефти в Татарстане — около 700 тыс.
Сюжет
ЛУКОЙЛ

"РИТЭК" планирует наращивать объемы добычи нефти в Татарстане

Независимые нефтяные компании Татарстана объявили о приостановке с 1 декабря добычи нефти, поскольку при текущих ценах им не хватает выручки, чтобы платить таможенные пошлины и НДПИ. «РИТЭК» (дочерняя компания «ЛУКОЙЛа») по объему добычи нефти в Татарстане — около 700 тыс. тонн в 2007 году — занимает второе место. По итогам 9 месяцев компания увеличила добычу в республике более чем на 9%. Хотя в Татарстане «РИТЭК», в отличие от Западной Сибири, добывает высокосернистое и высоковязкое сырье, тем не менее в условиях финансового кризиса

компания не планирует резко сокращать инвестиционные программы НГДУ «ТатРИТЭК-нефть». Как сказал на одном из рабочих совещаний Вагит Алекперов, Татарстан для «РИТЭКа» такой же приоритет, как для «ЛУКОЙЛа» — Каспий. По итогам 2008 года НГДУ «ТатРИТЭКнефть» планирует нарастить добычу как минимум на 9-10%, а в 2010 году (при благоприятной конъюнктуре рынка) довести добычу в Татарстане до 1 млн тонн.

Приоритет Татарстана для «РИТЭКа» имеет экономическое обоснование: реализуемые здесь проекты требуют значительно меньших затрат, чем сибирские, а по эффективности они не уступают последним. Во-первых, это центр России с хорошо развитой транспортной инфраструктурой, что позволяет значительно экономить на логистике. Во-вторых, нефть здесь залегает на меньшей глубине, поэтому скважины менее глубокие, и их стоимость несопоставима с Сибирью. В результате с лихвой покрывается разрыв между средними дебитами в этих регионах: 20 тонн в сутки — в Сибири и более 9 тонн — в Татарстане. При этом в РТ «РИТЭК» может наращивать добычу как за счет применения высокоэффективных технологий на разрабатываемых месторождениях, так и за счет новых открытий на перспективных лицензионных участках.

«В Татарстане мы реализуем свои самые приоритетные проекты, которые даже в условиях кризиса не сворачиваем, — сказал «НиК» главный инженер «РИТЭКа» Александр Якимов. — Здесь решено ограничиться введением жесткого режима экономии: в повестке дня оставлены только те технические мероприятия, которые направлены на увеличение добычи».

Цели и средства

«РИТЭК» обосновался в Татарстане в 1995 году, выиграв тендер на право разработки Енорусскинского нефтяного месторождения, на базе которого было организованно НГДУ «ТатРИТЭКнефть». Месторождение было открыто еще в 1960 году, и с утвержденными извлекаемыми запасами категории С1+С2 9 млн тонн (геологические — 41 млн тонн) оно относится к разряду мелких. Некоторое время в 70-х годах XX века его разрабатывала «Татнефть», пробурившая здесь 30 скважин. Но затем Енорусскинское было законсервировано как нерентабельное. В геологическом плане месторождение оказалось очень сложным: содержало в основном в карбонатных коллекторах высоковязкую (до 100 сантипауз) высокопарафинистую высокосернистую трудноизвлекаемую нефть. К тому же промысел был удален от действующей инфраструктуры (60 км от Нурлата), что создавало большие проблемы при реализации сырья.

Зачем «РИТЭКу» понадобилось такое месторождение? Ответ — в названии компании, созданной для отработки инновационных технологий. В данном случае это была технология бурения с применением инструмента селективного заканчивания скважин. Она позволяла эксплуатировать многопластовые залежи с использованием одной скважины (количество спускаемых комплектов оборудования соответствует числу нефтяных пластов, вскрытых скважиной и вводимых в эксплуатацию), а также обеспечивала защиту продуктивного пласта от контакта с цементным раствором в процессе цементирования эксплуатационной колонны и позволяла исключить перфорационные работы. На Енорусскинском месторождении пять продуктивных пластов, то есть оно идеально подходило для применения и отработки данной технологии.

Первые комплекты инструмента, примененного при реанимации скважин Енорусскинского месторождения, были американскими, но доработанными «РИТЭКом» с учетом местных условий. В 1996 году «ТатРИТЭКнефть» восстановила 6 скважин и пробурила 3 новые: из них компания добыла свои первые 10 тыс. тонн татарстанской нефти. С 2002 года производство инструмента селективного заканчивания скважин было освоено одним из заводов «РИТЭКа», и он стал применяться не только на Енорусскинском, но и на других месторождениях компании.

Рост без инфраструктурных ограничений

Основные активы, которыми «РИТЭК» владеет в Татарстане, были приобретены в 1996-2001 годах на конкурсах: примыкающие к Енорус-скинскому Киязлинский, Черемуховский, Мельниковский и СевероКадеевский участки в Аксубаевском районе, расположенный севернее Владимирский участок, а также группа участков в районе Набережных Челнов — Мензелинский, Агрызский и Кучуковский, Луговое и Озерное месторождения.

К этому времени перспектива роста добычи выдвинула на первый план вопрос создания собственной инфраструктуры. Использование для подготовки и транспортировки добываемого «ТатРИТЭКнефтью» сырья инфраструктуры «Татнефти» было неэффективно: доставка нефти в Альметьевск удлиняла маршрут на 300 км, что сказывалось на себестоимости продукции.

Тогда было принято решение построить производственный комплекс, включающий установку подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) мощностью 0,5 млн твг на Киязлинском месторождении, нефтепровод Киязлы — НПС Михайловская (около 60 км), коммерческий узел учета и лабораторию анализа качества сырья. В 2001 году проект был полностью реализован: «РИТЭК» обеспечил подготовку 500 тыс. и транспортировку 1,5 млн твг нефти и теперь мог сдавать все добываемое на юге РТ сырье непосредственно в систему «Транснефти».

Таким образом, компания не только сократила затраты, но и смогла оказывать услуги по подготовке и транспортировке сырья другим малым нефтяным компаниям. Кстати, этот принцип работает и на севере республики, где в 2003 году компания ввела в строй УПН мощностью 240 тыс. твг на Луговом месторождении вблизи Набережных Челнов.

В 2001 году «РИТЭК» добыл на собственных месторождениях на юге Татарстана миллионную тонну нефти. В 2005 году, когда компания отмечала 10-летие работы в Татарстане, накопленная добыча НГДУ «ТатРИТЭКнефть» превысила 3,3 млн тонн. А летом 2008 года из недр была извлечена пятимиллионная тонна сырья.

В промышленной разработке сегодня находятся 10 месторождений, в опытно-промышленной эксплуатации еще 3 — Северо-Кадеевское, Владимировское и Чекалдинское. Эксплуатационный фонд скважин «ТатРИТЭКнефти» насчитывает 346 скважин, и практически весь он (342) действующий. В 2007 году компания добыла в Татарстане около 700 тыс. тонн нефти, увеличив показатели на 6,7%, в текущем году планируется добыть около 800 тыс. тонн. По итогам 9 месяцев рост составил 9,2%.

Как и планировалось, он был обеспечен применением в геологоразведке, бурении, разработке месторождений новых инновационных технологий.

В 2010 году компания рассчитывает добывать здесь уже 1 млн твг, и в настоящее время разрабатывается программа мер, способных обеспечить этот результат.

Основная добыча сегодня ведется на юге республики, при этом, по словам главного геолога НГДУ «ТатРИТЭКнефть» Николая Нефедова, основной акцент в планах геологоразведки и приращения запасов делается на Прикамскую зону. И все три новых месторождения, открытых «РИТЭКом» в Татарстане — Мензелинское, Чекалдинское и Восточно-Дружбинское, расположены в Прикамье.

Мензелинский приток

Сегодня здесь идут полномасштабные геологоразведочные работы: капиталовложения «ТатРИТЭКнефти» в воспроизводство запасов в последние годы составляют порядка 139 млн рублей в год.

Первым открытием компании в Татарстане в 2005 году было Мензелинское месторождение. Его извлекаемые запасы превышают 2 млн тонн, хотя геологи не ожидали в этом регионе открытия запасов свыше 1 млн тонн. По словам Николая Нефедова, Мензелинское месторождение уникально по своей геологии: структура размером 1,5*1,5 км имеет этаж нефтеносности высотой до 300 м. В ее разрезе множество нефтенасыщенных пластов и пропластков (в частности, средний и нижний карбон, карбонатный девон), в том числе тех, которые исключительно редко встречаются в Прикамье.

Месторождение далось компании очень трудно. По прогнозам геологов, здесь должна была быть нефть. Но проведенная сейсморазведка, в том числе детальная, аэрокосмические исследования, магнито- и радиоразведка, сейсмолокация бокового обзора, гелиевая съемка, геохимические методы не добавляли определенности. Компания несла большие затраты, но результата не было — месторождение маскировалось до последнего. Но интуиция не подвела: дебит первой же пробуренной разведочной скважины составил более 35 тонн в сутки.

Промышленная разработка Мензелинского месторождения началась в 2006 году, когда было добыто 14,6 тыс. тонн. В 2007 добыча выросла в 3,5 раза — до 52,5 тыс. тонн. План на 2008 год — 100 тыс. тонн — скорее всего, будет выполнен: за 9 месяцев добыто 72 тыс. тонн. Идет активное разбуривание месторождения, которое планируется завершить в следующем году: к действующим 14 скважинам добавятся еще 15. Ожидаемый пик добычи — 141 тыс. тонн — намечен на 2010 год. Затем предполагается обеспечить несколько лет стабилизации, для чего уже организована система поддержания пластового давления (ППД).

По словам Николая Нефедова, открытие Мензелинского стало серьезным стимулом для дальнейшего поиска подобных нефтеносных структур в этом регионе. Сегодня геологи не сомневаются, что где-то рядом есть аналогичные залежи, надо только правильно определить направление поиска и выбрать верные точки бурения. В 2008 году на Мензелинском лицензионном участке было открыто еще одно месторождение — Восточно-Дружбинское.

Богатую информацию для оценки запасов и определения ориентиров дальнейшего освоения соседнего Агрызского лицензионного участка дало открытие в 2007 году небольшого Чекалдинского месторождения. В разрезе двух пробуренных здесь скважин присутствует один продуктивный пласт — тульский. Но если первая скважина (на северо-восточном куполе месторождения) показала дебит 8 тонн в сутки, то вторая (на юго-западном куполе) оказалась значительно менее продуктивной. У геологов есть пища для размышлений.

В акватории Камы

Одной из самых перспективных и остающейся приоритетной даже в условиях финансового кризиса программ НГДУ «ТатРИТЭКнефть» является освоение акватории Камы.

Решение попробовать свои силы в экстремальных условиях «РИТЭК» принял в 1999 году, подав заявку на конкурс на право освоения Озерного месторождения, находящегося под Нижнекамским водохранилищем.

Открытое в 60-х годах XX века Озерное разрабатывалось «Татнефтью» вплоть до затопления этой территории. Перед этим, в 1982 году, все имеющиеся там 29 скважин были ликвидированы. Однако под воду месторождение ушло не полностью: уровень воды составляет 63 м, а острова с устьями скважин Озерного находятся на уровне 65 м.

Новому недропользователю нужно было реанимировать скважины после 20-летнего простоя. Для этого требовалось обеспечить подход к островам — провести углубление примыкающего к ним мелководья, без чего сюда было невозможно завезти необходимую тяжелую технику, а затем вывозить нефть.

Николай Нефедов рассказал «НиК», что пессимисты не советовали «РИТЭКу» рисковать, утверждая, что месторождение полностью выработано. Однако в компании посчитали, что плюсов больше, чем минусов. Озерное привлекало своими уникальными коллекторскими свойствами. В его разрезе выделяются два основных продуктивных пласта: бобриковский и девонский.

Причем бобриковский с этажом нефтеносности до 100 м, что является фактом исключительным. Кроме того, геологи предполагали, что за 20 лет месторождение могло восстановиться, накопив нефть (ведь его первоначальные дебиты составляли до 130 тонн в сутки). Первая скважина на острове была реанимирована 3 года назад: в процессе освоения был получен дебит 5 тонн в сутки. К настоящему времени на Озерном восстановлены и введены в эксплуатацию 12 скважин. Энергетическое состояние залежи бобриковского горизонта поддерживается системой заводнения.

Но, пожалуй, самое важное, что доразведка на Озерном дала геологам компании новые ориентиры.

Близлежащие острова на мелководье, находящиеся в пределах Мензелинского участка и идущие в сторону Агрызского лицензионного участка, могут оказаться очень перспективными. Эту версию должно подтвердить разведочное бурение, которое начнется в ближайшее время. Сегодня же в практически не изученной акватории Нижнекамского водохранилища (в пределах лицензионных участков «РИТЭКа») ведется сейсморазведка 2D. Ее результатом может стать открытие новых, интересных с геологической точки зрения объектов, требующих дальнейшего изучения.

При этом, по мнению экспертов, «сам факт, что компания решила работать в акватории Камы, где добыча требует особой осторожности, соблюдения жестких природоохранных норм, говорит об уверенности в экологичности применяемых ей технологий».

Новые горизонты

В числе приоритетных для «РИТЭКа» в Татарстане остается проект по разработке технологии добычи высоковязкой нефти. В настоящее время компания завершает отработку новой технологии, которая позволит обеспечить достаточно низкую себестоимость добычи такого сырья.

Чтобы извлечь высоковязкую нефть, ее необходимо довести до определенной кондиции. Традиционно это достигается путем закачивания в пласт горячего пара, создаваемого генератором, установленным на поверхности, у устья скважины.

Однако по пути в глубину этот пар теряет до 70% тепла. В «РИТЭКе» решили свести эти потери к минимуму, создавая тепло не на поверхности, а прямо в забое. Для этого был разработан специальный парогенератор, топливо, которое можно поджигать на глубине, способы его доставки и розжига в скважине. Для начала было доказано, что воспламенение топлива на большой глубине возможно в принципе. При испытаниях на Мельниковском месторождении на глубине 1000 м были созданы два температурных режима — 300°С и 600°С. КПД подземного парогенератора, по сравнению с наземным, увеличился более чем на 50%. В настоящее время идет доработка технологии и поиск способов контроля за процессом, в первую очередь автоматического регулирования подачи монотоплива в забой и температуры процесса.

Естественно, эта разработка очень интересует работающие в Татарстане нефтяные компании и правительство республики, связывающее с освоением месторождений высоковязкой нефти и природных битумов стабилизацию добычи в Татарстане в следующем десятилетии.

НЕФТЬ И КАПИТАЛ №12/2008

"