Компания «Севернефтегазпром», оператор проекта по разработке Южно-Русского месторождения, расположенного в ЯНАО, приближается к новому показателю по добыче – накопленный объем газовой добычи может достигнуть порядка 115 млрд м3. И это пока только начало.
На сегодняшний день важной задачей стало обеспечить ресурсную базу для экспортного газопровода «Северный Поток», по которому российский газ поступает в Европу. И одним из важнейших элементов этой ресурсной базы стало именно Южно-Русское месторождение.
На месторождении «Севернефтегазпром» начал успешную реализацию пилотного для России проекта по добыче туронского газа. Для этого была построена экспериментальная скважина, для которой были использованы двухзабойная конструкция и многонаправленное бурение. Примечательно, что для этого проекта использовались не только зарубежные технологии (например, от американской компании Halliburton), но и отечественные. Это технологии таких компаний, как, например, «ТюменНИИгипрогаз», «Газпром бурение», «Корвет», завод «ГРОМ» и другие.
Наш журнал «Нефть и газ Евразия» был приглашен компаниями Севернефтегазпром и Nord Stream посетить Южно-Русское месторождение, чтобы ознакомиться с результатами работы как самой компании-оператора, так и ее основных подрядчиков.
Суммарный объем запасов туронского газа месторождений Западной Сибири составляет около 3 трлн м3, и месторождения этого региона являются основой ресурсной базы для экспорта российского газа в Европу (примерно 80%). Поскольку сеноманские пласты (из которых ведется основная добыча российского газа) постепенно истощаются, то дальнейшие изучение и разработка туронских залежей является первостепенной задачей для России.

Первый успех
Проект по добыче туронского газа в рамках разработки Южно-Русского месторождения называют «пилотным», так как именно он стал первым успешным опытом в России. Газ из турона в России уже пытались добывать и не один раз, однако первые эксперименты не оправдали своих надежд. Так, например, на Вынгапуровском и Ленском месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск» предпринимал технические решения по добыче туронского газа, используя стандартные вертикальные скважины, которые являются традиционными и эффективными для сеноманских залежей, но нецелесообразными для разработки турона. Связано это с низкими уровнями дебита – около 10-18 тыс. м3/сут, что значительно ниже уровня рентабельности.
Метод строительства наклонно-направленных и субгоризонтальных скважин (на основе которых сейчас осуществляется проект опытно-промышленного освоения туронской залежи на Южно-Русском месторождении) и применения технологий по повышению интенсификации добычи пласта тогда никем не рассматривался, и проекты по разработке газовых месторождений в буквальном смысле «остановились» на сеномане. Для начала предполагалось полностью выработать верхние пласты, а потом приниматься за более глубокие. Однако потребность в сырье заставила скорректировать эти планы, так как объемы добычи из сеноманских залежей постепенно снижаются. Также сыграл свою роль тот фактор, что Южно-Русское месторождение было определено в качестве основы ресурсной базы для экспортного газопровода «Северный Поток», по которому российский газ поступает по дну Балтийского моря в Германию и далее в Европу. Инвесторов привлекли огромные запасы месторождения, относящегося к категории уникальных.
К слову, Крайний Север стал настоящим «туронским краем» – объемы того же Южно-Русского месторождения оцениваются в 300 млрд м3 газа, а Харампурского (лицензия принадлежит дочернему предприятию «Роснефти» – «РН-Пурнефтегаз») – более 800 млрд м3. Туронские залежи – это примерно 10-15% от общих запасов месторождений Крайнего Севера.3 трлн м3 газа – это лишь очень примерная оценка потенциала газоносности туронских отложений Западной Сибири.

        Большая фотография (JPG, 1 МБ)           Большая фотография (JPG, 1 МБ)                     Большая фотография (JPG, 1 МБ)

Сложно, но возможно
Главное различие между сеноманскими и туронскими залежами – разная степень сложности добычи запасов из этих пластов. На стр. 20 приведены данные по основным параметрам газа из туронских и сеноманских пластов.
Газ сеноманских залежей относится к сеноманскому ярусу верхнего отдела меловой системы. Ярус образовался примерно 97,5 млн лет назад и находится на глубине 900-1 750 м. Сеноманские газовые залежи относятся к самым легкоизвлекаемым запасам. Коллектора сеномана сложены слабоцементированными песчаниками, алевролитами и их неконсолидированными разностями – песками и алевролитами.
Глубина залегания туронского газа немного меньше – 750-1 050 м, однако пласты коллектора сложены песчаниками и алевролитами с большим содержанием глинистой составляющей, что значительно снижает проницаемость пласта и его газоотдачу.
● ухудшенные коллекторские свойства пластов и, как следствие, низкая продуктивность скважин;
● значительная неоднородность коллекторов и их фациальная изменчивость по разрезу и по площади, что затрудняет отработку запасов газа в объеме залежи;
● сложные термобарические условия в пласте, которые определяют эксплуатацию скважин в гидратном режиме.
Газ сеноманских и туронских залежей относят к «сухому» газу – он на 97-99% состоит из чистого метана и не содержит тяжелых примесей, что не только облегчает его переработку, но и, соответственно, повышает рентабельность добычи и дальнейшей реализации.
Разработка сеноманской газовой залежи на Южно-Русском месторождении показала высокую технологическую и экономическую эффективность за счет высокой продуктивности газосодержащих коллекторов и применения новых технологий. Разработка туронских залежей, конечно, повлекла за собой определенную экономическую нагрузку, однако теперь, когда у компании появились необходимые технологии и опыт, полномасштабное освоение турона – дело времени.

        Большая фотография (JPG, 1 МБ)                     Большая фотография (JPG, 1 МБ)                     Большая фотография (JPG, 1 МБ)

Уникальный опыт №174
Опытно-промышленная разработка турона началась на экспериментальной скважине №174. Скважина представляет собой двухзабойную конструкцию с пологим окончанием и с разветвленной архитектурой стволов, которая обеспечивает достаточно большой радиус дренирования и эффективную отработку запасов газа по разрезу (см. рис. 1). Такое строение скважины позволяет добывать газ сразу из двух горизонтовтуронской газовой залежи, причем совершенно независимо друг от друга. Также появляется возможность использовать одну инфраструктуру под «двойную» добычу, что обуславливает значительное снижение затрат – главным образом, это экономия компании на аренде земли, занимаемой под разработку месторождения. В экологическом плане снижается также и техногенное воздействие на окружающую природу.
Уникальность проекта освоения Южно-Русского месторождения заключается в том, что специалисты компании использовали принцип одного выстрела для двух целей – то есть «одна площадка – две скважины».
Изначально «Севернефтегазпром» ставил перед собой задачу использования в проекте максимальной доли отечественного опыта для реализации такого проекта. «Мы стараемся по максимуму задействовать оборудование и услуги отечественных предприятий. Строительство туронской скважины не стало здесь исключением, хотя для России она оказалась уникальной. <…> Впрочем, в рамках проекта нам все-таки пришлось воспользоваться системой заканчивания скважин американской компании Halliburton. За освоение аналогичной технологии могло бы взяться, например, тюменское ОАО «Сиббурмаш», но на ее разработку ушло бы как минимум три-четыре года, и не было никаких гарантий, что испытания пройдут успешно. И это при том, что в данном случае привлечение импортной технологии, с учетом соответствующего инженерного сопровождения, в любом случае оказывалось дешевле», – отметил начальник отдела бурения компании Евгений Давыдов.
Для подрядных работ «Севернефтегазпром» приглашал ряд отечественных компаний, среди них: «ТюменНИИгипрогаз», которая подготовила технический проект, «Газпром бурение» (буровые работы), «Корвет» (г. Курган) совместно с «Севернефтегазпромом» изготовила уникальную дуальную фонтанную арматуру, которая задействована для совместно-раздельной эксплуатации двух горизонтов. Спайдер-элеватор для одновременного спуска в забой двух лифтов разработал завод «ГРОМ» (г. Тюмень).
Но опыт зарубежных компаний также оказался полезным для проекта. Так, американская Halliburton предоставила для месторождения свою систему двухрядного заканчивания скважин, которая предназначена для раздельной эксплуатации объектов по отдельным колоннам НКТ диаметром 73 мм. Эта система позволяет выполнять работы по освоению и исследованию отдельно в каждом стволе МЗС (многозабойная скважина), а также делает возможным раздельный доступ через НКТ в основной и боковой стволы МЗС в процессе освоения и последующей эксплуатации. Именно эта технология и была использована при строительстве первой в России экспериментальной двухзабойной скважины с пологим окончанием № 174 для освоения туронской залежи.
«Как показали опыты по добыче туронского газа в прошлом, его разработка с помощью бурения традиционных для сеномана вертикальных скважин неэффективна из-за низких дебитов, а значит нужно было искать инновационные технологические решения, – объясняет Станислав Цыганков. – Мы остановились на бурении двухзабойной субгоризонтальной скважины с пологим окончанием. Этот опыт можно без преувеличения назвать уникальным как в отношении конструкции скважины, так и в отношении примененной специальной дуальной фонтанной арматуры и спайдер-элеватора для одновременного спуска в скважину двух лифтов НКТ. Ранее этого не делал никто».
В следующем году, в рамках проекта по дальнейшей разработке туронской залежи на месторождении планируется строительство эксплуатационной однозабойной скважины №184 с восходящим профилем окончания ствола. Весь фонд Южно-Русского месторождения на сегодняшний день составляет 143 скважины.

 
        Большая фотография (JPG, 1 МБ)                    Большая фотография (JPG, 1 МБ)

Новый этап
По-настоящему заслуживает внимания и тот факт, что вся работа на месторождении выполнялась в самые короткие сроки. В промышленную эксплуатацию Южно-Русское месторождение было запущено в 2007 году. И это при том, что его обустройство и создание всей инфраструктуры было начато только в 2006 году.
Уже в 2010 году добыча на объекте достигла проектной мощности в 25 млрд м3 газа в год. В мае этого года накопленный объем добычи газа на месторождении достиг 100 млрд м3. К концу этого года компания планирует достигнуть суммарного объема добычи около 115 млрд м3. На рис. 2 представлена динамика добычи газа на Южно-Русском месторождении. После 2020 года начнется снижение добычи сеноманского газа, но стабильный уровень добычи можно будет поддержать за счет введения в эксплуатацию туронской залежи. В будущем компания рассчитывает на добычу около 5-8 млрд м3 туронского газа в год. Таким образом, полку добычи в 25 млрд м3 можно будет продлить вплоть до 2025–2030 годов. Все эти прогнозы остаются на данный момент очень примерными. Реальные показатели будут зависеть от многих факторов.
Однако совершенно ясно, что эпоха легкого и дешевого газа закончилась. и что сейчас наступает переход к новому этапу развития газовой промышленности, который предполагает освоение месторождений в более сложных геологических и природно-климатических условиях.