Як сучасні технології допомагають УГВ підняти видобуток на виснажених родовищах - Толмачев

Як сучасні технології допомагають УГВ підняти видобуток на виснажених родовищах - Толмачев

Олег Толмачев з лютого 2021 року очолює напрямок видобутку в дивізіоні «Нафтогаз Розвідка та Видобування». У нього за плечима значний досвід роботи з видобутку газу і конденсату в Північній Америці. Основним завданням Олега Толмачева в Нафтогазі є впровадження практик і технологій, що дозволяють підвищити ефективність видобутку на наявних родовищах з оптимальними фінансовими показниками. Про це – в спеціальному інтерв’ю для ExPro.

 

Розкажіть, будь ласка, про свій найбільш важливий досвід роботи. Які напрацювання ви вважаєте доцільними для впровадження в Україні?

У США я пропрацював після університету більше 21 року і останні 10-11 років займався розробкою і впровадженням технологій, пов'язаних з горизонтальними свердловинами, а також з глибоким бурінням. Багато з цих технологій можна адаптувати до застосування на території України, наприклад, технологію буріння на повітрі. Вона дозволить нам збільшити швидкість проходки як вертикальних свердловин, які ми зараз буримо, так і горизонтальних, які плануємо почати бурити найближчим часом. Також в Україні можемо застосовувати всі технології, пов'язані з бурінням і закінченням горизонтальних свердловин. Крім того є досить великий вибір технологій використання механізованого ліфта, які дозволять стабілізувати видобуток на наших браунфілдах.

Одним з ваших завдань є підвищення економічної ефективності буріння. Чи є якісь напрацювання в цьому напрямку?

Економічна ефективність процесів буріння, закінчення, освоєння свердловин складається з двох компонентів. Перше – це технології, які дозволяють оптимізувати процес і скоротити цикл, про які ми говорили вище. І друге – це операційна ефективність самого процесу. Операційна ефективність в першу чергу залежить від побудови оптимального процесу управління розробкою родовищ. Для цього ми будуємо багатофункціональні команди, а також підвищуємо рівень взаємодії з Технічним Дивізіоном. Я впевнений, що це дозволить нам значно скоротити цикли як прийняття рішень, так і буріння, освоєння свердловин. Це нам дасть, по-перше, більш економічно обґрунтовані свердловини, а також підвищить рівень видобутку.

Ідея організації багатофункціональних груп – хто увійшов в такі команди, чи є вже результати їх роботи?

Я вважаю, що це найуспішніший проєкт на сьогодні для моєї команди. Ми сформували команди з представників Департаментів видобутку, наземної інфраструктури, розробки, функції інтегрованого планування, а також лідерів родовищ, геологів і начальників цехів. Ці команди зустрічаються в цехах, де власне виконується робота, і проходять по всьому фонду свердловин, ідентифікують можливості оптимізації видобутку, або ж необхідні операції. Ми проаналізували в травні Шебелинське родовище і з кінця травня до сьогоднішнього дня провели велику кількість операцій, які були генеровані цією командою. В результаті на забірних лініях ми отримали близько 500 тисяч додаткових кубометрів газу на добу. Той же процес ми зараз проводимо і в Полтавській області, і по західному регіону. І насправді дуже легко оцінити результат роботи таких команд – це додаткові кубометри газу.

Розкажіть про перспективи застосування механізованих способів збільшення видобутку. Які плани в цьому напрямку?

У Північній Америці на великих газових родовищах з високим рівнем виснаженості близько 90-95% свердловин працюють з механізованим ліфтом. Фонд свердловин «Укргазвидобування» становить більше 3 000 одиниць, з них тільки близько 150 свердловин працюють на механізованому ліфті. Тому тут дуже велике поле для роботи. Ця технологія дозволяє переводити обводнені свердловини в нормальний режим роботи. Так само це суттєва економія, оскільки зменшується необхідність використання колтюбінгових установок для продувок і різної компресорної техніки, яка теж коштує грошей і займає час. У минулому році ми встановили близько 40-45 механізованих ліфтів, в цьому році у нас буде близько 120-130, в наступному – плануємо близько 200. Для того щоб цю технологію поставити на потік, нам потрібно щонайменше в 300-400 свердловинах на рік встановлювати механізований ліфт.

Також ми широко використовуємо так звані капілярні трубки, через які в свердловину забезпечується подача поверхнево-активних речовин. Це піна, яка робить гідростатичні колони легшими, що дозволяє підвищити ефективність вилучення води з свердловин.

Ви часто згадуєте технології горизонтального буріння. Наскільки широко вони застосовуються в компанії?

В Україні зараз використовують тільки похило-спрямоване буріння. Тобто свердловини буряться з незначним відходом від вертикалі. В основному такий підхід застосовують через складнощі з будівництвом бурових майданчиків. Тоді майданчики будуються поруч і потрапляння в потрібний колектор забезпечується відходом від вертикалі. В колекторах з щільною проникністю буріння вертикальних свердловин є неекономічним, але застосування горизонтального буріння дозволяє підвищити економіку. У США з початку 2000-х років почалася революція горизонтального буріння. Завдяки цьому країна буквально за 7-8 років вийшла з імпортера природного газу в експортери. Основна різниця між похило-спрямованим і горизонтальним бурінням полягає в процесі закінчування свердловини. Для горизонтальних свердловин така технологія називається Plug-and-Perf. Вона дозволяє в горизонтальному стовбурі робити від 30 до 40 стадій ГРП. У США на горизонтальних свердловинах я робив до 125 стадій ГРП. Такі свердловини б'ють всі рекорди з видобутку. Тобто одна свердловина може собою замінити вісім або десять, тобто значну частину бурової програми. Технології горизонтального буріння вже оптимізовані і готові до застосування на українських родовищах. Я вважаю, що для України це просто величезна перспектива.

Розкажіть про буріння на повітрі. Що це таке? Нафтогаз вже застосовує цю технологію?

Ця технологія отримала велику популярність в США, а саме під час роботи в породах з низькою проникністю. Її суть полягає в тому, що замість бурового розчину шлам видувається повітрям, яке компримується на поверхні за допомогою компресів і бустерів. Під час цього процесу змінюються геомеханічні властивості руйнування породи. Ця технологія дозволяє збільшити швидкість проходки буріння в три-п'ять разів, що набагато здешевлює процес. Під час прискореної проходки ми швидше пробурюємо проблемні горизонти колектора, швидше встановлюємо обсадну колону, це дозволяє мінімізувати шанс будь-яких ускладнень під час буріння. Зараз ми працюємо над змінами законодавчої бази, які дозволили б нам цю технологію використовувати в Україні. Я сподіваюся, що через п'ять-шість місяців ми запустимо пілотні проєкти і вже матимемо перші результати.

Що таке метод одночасно-роздільної експлуатації продуктивних горизонтів свердловин (ОРЕ)? Наскільки він ефективний? Які плани щодо його використання?

Англійською це звучить набагато простіше – Dual completion. Суть в тому, що зараз за правилами розробки родовищ ми не можемо завершити розробку продуктивного горизонту, якщо він виробляє газ в комерційних кількостях, і перейти на наступний продуктивний горизонт. Через це швидкість розробки родовищ досить низька. Ця технологія із використанням пакерів і концентричних НКТ, тобто труба в трубі, дозволяє нам одночасно видобувати газ з двох об'єктів, незалежних один від одного. Тобто ми можемо перфорувати і проводити ГРП в одному об'єкті, одночасно перфорувати і проводити ГРП в іншому. Розділяти їх пакером і НКТ, вкладеними одні в інші та одночасно добувати газ з двох колекторів. Таким чином ми забезпечуємо акселерацію видобутку газу, тобто нам не потрібно чекати 5-10 років поки виснажиться нижній колектор, щоб перейти на вищий. Ми працюємо над пілотом – це буде 3-4 свердловини. Зараз знаходимося в процесі закупівлі пакерних систем.

Наскільки важлива цифровізація видобутку? Що заплановано на поточний рік і на перспективу?

Без цифровізації видобутку неможлива його оптимізація. Якщо ми не отримуємо достовірних даних про свердловини: дебіти, температура і тиск, у нас не буде точних вхідних даних для побудови моделей родовищ. З відсутністю цифровізації пов’язана ціла низка проблем, в тому числі несанкціонований відбір газу і конденсату. Саме оцифрування наших свердловин і УКПГ, збір цих даних в єдину систему і загальне інформаційне поле компанії дозволить нам значно оптимізувати видобуток вуглеводнів, їх транспортування, номінацію. Це величезне завдання, без вирішення якого ми просто займаємося якоюсь кустарною оптимізацією і перейти до масштабування неможливо. Тож діджиталізація та цифровізація видобутку є першочерговим завданням. Для мене це виклик, якщо протягом наступних 3-х років ми зможемо досягти повної діджиталізації видобутку – це буде відмінний результат.