ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ

В отношении бурения 2010 год выдался удачным, в чем-то даже рекордным. Так, по сравнению с предыдущим годом, эксплуатационная проходка — в целом по стране выросла на 17,3% (+2,4 млн м) и составила 16,5 млн м (рис.1, 2). Столько в последние два года у нас не бурили. «Девятка» основных ВИНК улучшила показатели 2009 года на 16% (+2,2 млн м), пробурив в сумме почти 15,9 млн м.

«Сургутнефтегаз», записавший в свой актив 4,2 млн м проходки, сохранил за собой титул флагмана эксплуатационного бурения. Относительно прошлого года прирост составил 15,1% или 550,9 тыс. м. При этом только в Восточной Сибири объемы бурения выросли в среднем на 31,2% — с 64 скважин в 2009 до 84 в 2010 году. Работы велись в основном на Алинском и Талаканском месторождениях. В последнем случае ставка делалась на бурение глубоких горизонтальных скважин.

На второй строчке рейтинга, по итогам прошлого года, уверенно расположилась «Роснефть». С учетом доли в «Томскнефти», ее прибавка в эксплуатационном бурении составила 24,4% или 633,7 тыс. м. Несмотря на это, с приростом нефтедобычи дела у компании обстоят не так гладко. В «РН-Юганскнефтегазе», в частности, наметилось падение добычи: -0,45% к уровню 2009 года. Пока что ситуацию в известной степени вытягивает Ванкор.

Не менее динамично в 2010 году наращивали объемы бурения и «Газпром нефть» с ТНК-ВР. Каждая посвоему. Прирост «Газпром нефти» составил 18,5% (+399,2 тыс. м), ТНК-ВР — 22,8% (+303,3 тыс. м). Обе компании смогли поддержать свои объемы эксплуатационного бурения и в кризисном 2009 году, однако тогда приросты, понятно, были гораздо скромнее.

Поскольку самые продуктивные добычные единицы обоих холдингов уже много лет демонстрируют отрицательную динамику, и «Газпром нефть», и ТНК-ВР в настоящее время пытаются стабилизировать добычу, активно налегая на разведочное и эксплуатационное бурение. В том числе в новых для себя регионах. Так, уже на конец 2010 года в планах ТНК-ВР значилось начало эксплуатационного бурения в Астраханской области, где компания владеет лицензиями на Ватажный северный и Кирикилинский участки недр и Светлошаринское месторождение.

На месторождениях Уватcкого проекта ТНК-ВР на юге Тюменской области в прошлом году бурением было закончено 67 скважин: 33 скважины построены на Урненском месторождении, 23 — на Усть-Тегусском, 11 — на Тямкинском. В их числе четыре горизонтальные скважины на Усть-Тегусском месторождении и две скважины, построенные по проекту одновременно-раздельной эксплуатации. Таким образом, план по проходке был перевыполнен на 18,7% и составил почти 260 тыс. м. При этом среднее время бурения наклонно-направленных скважин составило 18 суток, горизонтальных — 47 суток. Рекордным же для дочернего предприятия «ТНК-Уват» стало бурение скважины №2500 на Усть-Тегусском месторождении: интервал длиной 1004 м был пройден ровно за сутки.

Передовиком эксплуатацинонного бурения в «Газпром нефти» стало дочернее предприятие «Газпромнефть-Хантос», превысившее плановый объем бурения скважин. Согласно годовому плану, к концу 2010 года компания планировала проходку в объеме 714,85 тыс. м, однако, по состоянию на конец ноября, этот показатель уже составлял 1,114 млн м. В апреле 2010 года «Газпромнефть-Хантос» закончила бурение первой скважины на новом (третьем по счету) кусте Зимнего месторождения, где всего планируется пробурить 40 скважин. В этом году на очереди начало разработки четвертой кустовой площадки.

На Спорышевском месторождении «Газпром-Ноябрьскнефтегаза» до конца 2010 года планировалось бурение 32 скважин с зарезкой боковых стволов.

Помимо указанных компаний, увеличить объемы эксплуатационного бурения смогли также «Татнефть» (на 17,8%), «Славнефть» (на 23%) и «РуссНефть» (на 87,7%). Серьезно продвинулись в этом отношении и компании, представляющие так называемый «независимый» сегмент — плюс 77,5% по итогам 2010 года.

Отметим, что основной задачей «Татнефти» в части эксплуатационного бурения было улучшение годовых показателей всего на 7%. Этот результат вернул бы компанию на уровень 2008 года. Однако на деле получилось больше.

Также, в течение 2010 года на предприятиях «Татнефти» активно внедрялись новые технологии бурения и ремонта скважин. Широкое применение нашел, в частности, метод бурения скважин малого диаметра, позволивший сократить стоимость бурения на 30–40% по сравнению с затратами на бурение традиционных скважин. В 2010 году с его помощью были пробурены 57 скважин (в два раза больше, чем в 2009 году), еще столько же будет пробурено в этом.

Отдельного внимания, безусловно, заслуживает ситуация по «РуссНефти». В сравнении с 2009 годом в прошлом году компания почти вдвое увеличила объемы бурения. Стоит, впрочем, напомнить, что провал в бурении в 2009 году также был двукратным. Да и выйти на уровень 2008 года пока еще не удалось. И все же, как ни крути, прогресс на лицо. В 2010 году МПК «Аганнефтегазгеология» (дочернее предприятие «РуссНефти») приступила к эксплуатационному бурению на Могутлорском месторождении в Западной Сибири. Средняя глубина новых наклонно-направленных скважин составила 3 тыс. м. Кроме этого, на Западно-Варьеганском месторождении в ХМАО компания в 2010 году пробурила 11 новых скважин, на одной из которых удалось получить рекордный для региона входной дебит — более 600 т нефти в сутки. На Шапшинской группе месторождений было введено в эксплуатацию 45 новых скважин, что позволило увеличить добычу по всей группе на 29%. В Удмуртии итогом реализации программы интенсивного бурения стало получение рекордного в истории республики входного суточного дебита в 350 т на одной из скважин Юськинского месторождения.

Антигероями рейтинга стали всего две компании — ЛУКОЙЛ и «Башнефть», — не только не нарастившие, но и сократившие в 2010 году объемы эксплуатационного бурения. Первая «уронила» свои показатели на 4,1% (–98,5 тыс. м), вторая — на 4,9% (–11,8 тыс. м). В случае

«Башнефти» снижение проходки во многом объясняется сменой производственной стратегии: в 2010 году компания сделала ставку на оптимизацию работы существующего фонда скважин и повышение эффективности эксплуатационного бурения. В январе-мае 2010 года из бурения была введена 41 скважина (против 74 за аналогичный период 2009 года), при этом средний дебит новых скважин вырос на 160% — с 5 до 13,4 т/сут. В результате применения новой стратегии на практике компания получила дополнительные 15,6% к добыче 2009 года.

РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ

Динамика в разведочном бурении по итогам 2010 года в общем и целом также оказалась положительной. В сравнении с 2009 годом, когда падение в секторе составило более 45%, картина изменилась до неузнаваемости. По России разведочная проходка увеличилась на 53,1% (+246,4 тыс. м), составив 710,8 тыс. м. По основным ВИНК — на 49,3% (+198,3 тыс. м), до 600 тыс. м (рис. 5, 6).

Пожалуй, самых впечатляющих результатов удалось достичь «Газпром нефти», сумевшей нарастить количество пробуренных метров в 3,5 раза (прирост к уровню 2009 года составил 247,6%). В минувшем году компания планировала пробурить 18 поисково-разведочных скважин. Три разведочные скважины, пробуренные и испытанные на Приобском месторождении, дали промышленные притоки безводной нефти из пластов неокомских залежей. Еще одна разведочная скважина была пробурена и испытана на Зимнем месторождении. Впоследствии из нее был также получен промышленный приток безводной нефти. По одной поисково-оценочной скважине компания пробурила на СевероНоябрьском и Валынтойском участках «Газпром-ННГ» и еще две на Еты-Пуровском месторождении.

Примерно в 2,2 раза увеличили количество пробуренных разведочных метров «Роснефть» и ТНК-ВР. В процентном соотношении прирост составил 150,1 и 120,2% соответственно.

Прирост разведки по ТНК-ВР обусловлен в первую очередь разработкой месторождений Уватской группы. По итогам 2010 года эффективность бурения здесь выросла в среднем на 16,7%.

Стоит, однако, отметить, что, несмотря на солидные успехи в плане разведочного бурения, ни «Газпронефти», ни ТНК-ВР, ни «Роснефти» так и не удалось выйти на уровень 2008 года. Не смог этого сделать и ЛУКОЙЛ, нарастивший 63,5% (+39,2 тыс. м) к показателям 2009 года. Прибавка «Сургутнефтегаза», ни разу не уходившего в минус, оказалась более чем скромной — 21,3% (+39 тыс. м). Хотя — надо отдать должное: по абсолютной величине проходки (почти 222 тыс. м) «Сургутнефтегаз» прошел в разведочном бурении столько же, сколько ЛУКОЙЛ, «Роснефть» и «Газпром нефть» вместе взятые.

НГК «Славнефть», анонсировавшая когда-то планы по увеличению разведочной проходки в 2010 году, своего также добилась. Прирост составил 178,3% (+20,5 тыс. м). При этом в Красноярском крае, где в кризисные годы бурение пришлось почти полностью заморозить, компания увеличила объемы более чем в 10 раз — до 15 тыс. м. В ХМАО проходка выросла до 17,65 тыс. м. Для достижения таких результатов менеджменту нефтяной компании пришлось на 8,3% увеличивать объем капитальных вложений в геологоразведку (включая сейсмические исследования), который в 2010 году составил $65 млн.

Снижением разведочной проходки по итогам 2010 года отметились только три крупные компании: «Татнефть» (–43% или 20,3 тыс. м), «Башнефть» (–35,2% или 3,7 тыс. м) и «РуссНефть». Причем последняя, если верить официальной статистике, в прошлом году не пробурила ни метра разведки.

ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ

Заметно подросла проходка и в горизонтальном бурении. В 2010 году общими усилиями она достигла почти 1,8 млн м против 1,4 млн годом ранее (рис. 8, 9). Суммарный прирост составил таким образом 29,2%.

Примерно настолько же процентов улучшила свои показатели команда основных ВИНК, пробурившая 1,6 млн (1,2 млн в 2009) горизонтальных участков.

Несмотря на небольшой прирост в 3,4%, абсолютным лидером по числу пробуренных метров, как и год назад, стал «Сургутнефтегаз». Следом идут ЛУКОЙЛ (+29,3%), «Славнефть» (+37,8%), ТНК-ВР (+69,9%) и

«Газпром нефть» (+63,7%). «Роснефть» с 60,3 тыс. пробуренных метров (+9%) закрепилась на шестой строчке.

Очевидно, что рост проходки в горизонтальном бурении — есть прямое следствие внедрения на предприятиях отрасли новейшего геонавигационного оборудования. Так, в ТПП «Покачевнефтегаз» при бурении горизонтальных интервалов в 2010 году использовались расширенные комплексы LWD (гамма-модуль, модуль резистивиметрии), а также станции геолого-технологического контроля, которые позволяют повысить долю коллектора за счет исключения непроизводительной проводки по непродуктивному пласту и более оперативно реагировать на геологические изменения. В конце прошлого — начале этого года специалисты компании планировали также освоить технологию горизонтального бурения с использованием датчика пористости LWD и спуском хвостовика, оснащенного системой StageFRAC. На сегодняшний день в ТПП «Покачевнефтегаз» построены три горизонтальные скважины, еще столько же построено в ТПП «Когалымнефтегаз». В результате применения данного метода коэффициент продуктивности скважин увеличился в 1,6 раза.

В «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» в прошлом году был создан Центр сопровождения бурения, в основе работы которого лежит система удаленного контроля и управления процессом. За первый год деятельности Центра производительность бурения скважин повысилась более чем на 6%.

Или другой пример. В «ТНК-Уват» в 2010 году горизонтальное бурение позволило увеличить суточный дебит нефтяной скважины до 550 т. К настоящему времени на месторождениях Уватского проекта уже пробурено шесть таких скважин, средние дебиты составляют от 250 до 550 т нефти в сутки, тогда как в вертикальных скважинах дебит составляет порядка 100 т/сут. Сейчас в компании пересматривают проектные документы с целью увеличения числа горизонтальных скважин на основном объекте предприятия — Усть-Тегусском месторождении.

Таким образом, применение технологий горизонтального бурения стремительно набирает обороты. Об этом можно судить хотя бы по данным статистики за первый квартал этого года. По отношению к прошлому году в целом по стране проходка увеличилась на 13,6% (+51,2 тыс. м), по ВИНК — на 20,6% (+69,6 тыс. м) (рис. 10). Примечательно, что на данном этапе ЛУКОЙЛ возглавляет список компаний, наиболее активно бурящих горизонтальные стволы, сместив на этом посту «Сургутнефтегаз». В свою очередь ТНК-ВР обогнала «Славнефть», переместившись с четвертой строки рейтинга на третью.

БУРЕНИЕ ‘2011

В первом квартале текущего года «ЛУКОЙЛ» улучшила показатели по разведочному и эксплуатационному бурению на 8,4% и 2,2% соответственно (рис. 3, 4, 7, 10). Интенсивность дальнейших буровых работ будет зависеть от региона и его условий. Так, в течение 2011 года в ТПП «Покачевнефтегаз» планируется сократить объемы эксплуатационного бурения на 20% в связи с завершением крупномасштабных работ по Кечимовскому месторождению, на котором основная залежь уже разбурена. В то же время начнутся работы по бурению эксплуатационных скважин на нескольких новых участках, в том числе — в западной части Северо-Покачевского и северной части Покачевского месторождений, характеризующихся сложными коллекторскими свойствами.

В ТПП «Лангепаснефтегаз», напротив, бурение идет опережающими темпами. План на 2011-й год — пробурить 522 тыс. м, ввести 110 новых скважин, 40 из которых будут иметь горизонтальное окончание. За счет бурения планируемый прирост добычи должен составить 537 тыс. т.

Фактически аналогичная ситуация складывается и в «Газпром нефти». По итогам первого квартала, динамика разведочной проходки по компании была отрицательной (–36,6%), эксплуатационной — положительной (+19,6%).

В 2011 году «Газпром нефть» сосредоточит усилия на разработке новых участков уже введенных в разработку месторождений. Так, инвестпрограмма «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» на 2011 год оценивается в 14 млрд руб. Из них 5,5 млрд пойдут на бурение. Бурить компания планирует, в частности, на Воргенском месторождении — первый куст из шести скважин, — а также на Вынгапуровском месторождении. Ожидается, что дебит новых скважин будет не меньше дебита тех, что уже сданы в эксплуатацию. Всего же в 2011 году «Газпромнефть-ННГ» предполагает пробурить 77 скважин, что на 15 больше чем в прошлом.

А вот в подразделении «Газпромнефть-Восток» объемы эксплуатационного бурения в 2011 году, напротив, решено сократить на 11% — до 191,3 тыс. м. Порядка 90 тыс. м планируется пробурить на новом для предприятия Нижнелугинецком месторождении, бурение которого началось в марте. Всего же по Томской области запланировано ввести в эксплуатацию 47 скважин, которые позволят довести фактическую добычу «Газпромнефть-Восток» до отметки 1,1 млн т (против 1,036 млн в 2010 году).

ТНК-ВР, также сократившая разведку (–13,9%), но увеличившая объемы эксплуатационного бурения (+32,5%) в первом квартале, силами подразделения

«ТНК-Уват» в 2011 году рассчитывает пробурить 99 скважин: по 39 на Урненском и Усть-Тегусском месторождениях и 21 скважину на Тямкинском месторождении. Работы будут проводиться с применением инновационных технологий — роторных управляемых систем, быстроходных высокомоментных объемных двигателей и дистанционного контроля процессов и бурения.

«Сургутнефтегаз» в течение этого года намерена пробурить более 4 млн м и ввести в эксплуатацию 1243 новых скважин. Ударные темпы бурения будут способствовать достижению запланированных показателей по добыче нефти в размере 60,7 млн т (плюс 2% к показателям 2010 года), из которых примерно 5,4 млн т, как ожидается, придутся на Восточную Сибирь.

«Роснефть» в 2011 году будет пытаться стабилизировать объемы добычи в своем основном активе — «РН-Юганскнефтегазе». Делать это планируется, в том числе, посредством внедрения новых технологий бурения и КРС. Так, в компании уже решены задачи по увеличению механической скорости бурения на 58%: за счет применения новых компоновок «долото PDC + ВЗД» буровикам удалось сократить цикл строительства бокового ствола на четверо суток. По результатам испытаний, данная технология была включена в тендерные требования для сервисных компаний, предоставляющих услуги по ЗБС, на 2011 год. Кроме того, успешно проведено пять испытаний по сохранению и повторному использованию бурового раствора при ЗБС, что также нашло отражение в тендерных требованиях к подрядным организациям. Также за счет испытания и внедрения нового герметизатора «стингер» был полностью снят риск повреждения материнской колонны во время операций ГРП в боковом стволе. В ходе данного проекта были поэтапно испытаны «стингеры» для различных диаметров эксплуатационных колонн. В настоящий момент технология передана в производство, включена в тендерные условия и серийно тиражируется.

Наконец, в 2011 году компания намерена расширить пул буровых подрядчиков, включив в него «Сервисную буровую компанию» (дочернее предприятие

«Газпромнефть-Нефтесервис»). Последняя уже одержала победу в тендере на эксплуатационное бурение в северной части Приобского месторождения, который подразумевает строительство здесь 19 нефтяных скважин.

Обеспечение притока и снижение обводненности

Просевший по объемам работ в среднем на один-два десятка процентов в 2009 году сегмент ремонта скважин уже в самом начале 2010 года быстро пошел вверх и к началу 2011 года фактически отыграл свои прежние позиции. При этом помимо традиционной задачи повышения объемов добычи нефти в последние годы акцент делается на снижении обводненности продукции скважин — сокращении объемов добываемой жидкости с сохранением дебита нефти или его некоторым увеличением. Этот своего рода «второй фронт», открытый во многом по причине роста энерготарифов, придал новое звучание и динамику обработкам призабойной зоны пласта прежде всего в части ограничения водопритока (устранения заколонной циркуляции, ликвидации негерметичности ЭК, борьбы с конусообразованием, выравнивания профилей заводнения и др.). Впрочем, и общие цифры скважино-операций КРС уверенно идут вверх уже второй год.

И бороться есть за что. Как убедительно свидетельствуют цифры и наблюдения, дебит нефти в целом по фонду большинства нефтяных компаний продолжает падать (рис. 11). Причем в наиболее сложных случаях (ЛУКОЙЛ) динамика падения превысила 6% за год или почти тонну нефти в сутки в среднем на каждую скважину добывающего фонда. А в ЛУКОЙЛе на март 2011 года таких скважин насчитывалось порядка 24,5 тыс. Это весьма ощутимые потери. Еще большие потери в абсолютном значении дебита нефти, как мы видим, понесла «Газпром нефть», хотя в относительных величинах ее падение по составило чуть менее 5%.

Впрочем, двум ВИНК удалось получить прирост дебита нефти — «Башнефть» и «Роснефть» увеличили этот показатель на 0,3 и 0,2 т/сут соответственно. Невелик минус у «Сургутнефтегаза» — менее 0,1 т/сут. В последнем случае это можно объяснить прежде всего динамичным ростом эксплуатационной проходки, тогда как дебит нефти новых скважин относительно невысок — всего 28,3 т/сут по данным за I кв. 2011 года.

У «Роснефти» на фоне более скромных, но все же довольно высоких показателей проходки дебит нефти новых скважин в два с лишним раза выше – около 75 т/сутки. При этом компания занимает первое место по росту дебита жидкости (рис. 12) и одно из первых мест по росту обводненности продукции скважин (рис. 13), уступая лишь ЛУКОЙЛу, «Газпром нефти» и лидирующим по этому показателю «независимым» добывающим компаниям.

Другую ситуацию мы наблюдаем у «Башнефти», рост дебита нефти которой можно во многом связать именно с результатами ГТМ. Компании за прошедший год удалось снизить обводненность продукции на 0,7 процентных пункта — лучший результат по отрасли. За прошедшие два года «Башнефть» увеличила число скважино-операций КРС почти в два раза, а ПРС — почти в 1,5 раза, став безусловным лидером по динамике этих показателей (рис. 14 и 15).

Конечно, на общем фоне вклад ГТМ в дополнительную добычу нефти в ближайшие годы не имеет шансов стать решающим. Тем не менее у многих компаний планка ожиданий от совершенствования методов КРС и ограничения водопритока достаточно высока. И, как уже было сказано выше, собственно повышение дебита нефти уже не служит единственным важным критерием. Поэтому в обозримом будущем мы обязательно увидим расцвет промысловой химии и комбинированных физических и химических методов воздействия на продуктивный пласт. И опубликованные в настоящем номере материалы не оставляют в этом никаких сомнений.