Летом этого года «Газпромнефть» впервые в Западной Сибири провела 30-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП). Добиться столь впечатляющих результатов удалось благодаря применению бесшаровой технологии ГРП.
Сегодня многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) стал повседневной технологией повышения нефтеотдачи. Ее применяют и на традиционных запасах, и на трудноизвлекаемых. Тем не менее этот метод постоянно совершенствуется и развивается в соответствии с новыми вызовами. В частности, при разработке сложных низкопроницаемых коллекторов с плохими фильтрационно-емкостными свойствами стала очевидна малоэффективность стандартного шарового МГРП, имеющего определенные ограничения. В результате появился новый вид компановки для гидроразрыва — бесшаровый, принципиально отличающийся от применяемых ранее.

General Electric Co. и Baker Hughes заключили соглашение, в соответствии с которым подразделение GE, отвечающее за операции в нефтегазовом секторе, – GE Oil & Gas – будет объединено с Baker Hughes.
Сделка приведет к созданию мирового лидера в нефтесервисной сфере с уникальными возможностями в плане услуг и оборудования, говорится в совместном пресс-релизе двух компаний.
Согласно условиям соглашения, акционерам GE будет принадлежать 62,5% новой компании, акционерам Baker Hughes – 37,5%.
Помимо этого, GE направит $7,4 млрд на выплату специальных дивидендов акционерам Baker Hughes, которые составят $17,5 на акцию.
Новая компания будет иметь штаб квартиры в Хьюстоне и в Лондоне.
Сделка была единогласно одобрена советами директоров обеих компаний и, как ожидается, будет закрыта в середине 2017 года. Она требует одобрения акционеров Baker Hughes, а также соответствующих регуляторов.
“Новая компания станет ведущим поставщиком оборудования, технологий и услуг для нефтегазовой отрасли с годовой выручкой в $32 млрд и операциями более чем в 120 странах”, – отмечается в пресс-релизе.
Председатель совета директоров и CEO GE Джефф Иммельт возглавит совет директоров новой компании, президент и CEO GE Oil & Gas Лоренцо Симонелли займет должности президента и CEO новой компании.
Мартин Крейгхэд, председатель совета директоров и CEO Baker Hughes станет заместителем председателя совета директоров новой компании.
Синергетический эффект от сделки, как ожидается, составит $1,6 млрд к 2020 году. При этом GE рассчитывает, что этот шаг повысит ее прибыль в 2018 году примерно на $0,04 в расчете на акцию.

«Газпром нефть» открыла новое месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе на Западно-Чатылькинском лицензионном участке (лицензия принадлежит «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазу»). По результатам бурения трех поисково-разведочных скважин было открыто шесть самостоятельных залежей нефти с суммарными геологическими запасами более 40 млн тонн. Ресурсы углеводородов нового Западно-Чатылькинского месторождения утверждены в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых.
Новое месторождение было открыто в юрских отложениях сиговской свиты*, которая является самым перспективным объектом для поиска залежей нефти в южной части Ямало-Ненецкого автономного округа. В ближайшие годы «Газпром нефть» продолжит изучение Западно-Чатылькинского участка, а в 2018 году планирует начать промышленную разработку открытых залежей.
Лицензию на геологическое изучение Западно-Чатылькинского участка «Газпром нефть» получила в 2012 году. Всего в рамках геологоразведочных работ на Западно-Чатылькинском участке планируется выполнить около двух тысяч кв. км сейсмики 3D, а также пробурить 11 поисковых и разведочных скважин.
«Газпром нефть» продолжает интенсивное развитие как в новых регионах, так и в традиционных районах нефтедобычи. Благодаря действующей в компании Стратегии воспроизводства сырьевой базы и сохранению инвестиций в геологоразведочные работы, мы увеличиваем запасы не только за счет доразведки наших месторождений, но и за счет новых открытий. Эффективное планирование и использование современных технологий позволило «Газпром нефти» достичь в 2016 году 96-процентной успешности поисково-разведочного бурения«, — сказал Председатель Правления «Газпром нефти»

Покупка контрольного пакета акций «Башнефти» позволила «Роснефти» увеличить собственную долю на мировом нефтяном рынке с 4,9 до 5,4%. Об этом в своей колонке в итальянском издании Corriere della Sera написал главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин.
«За десять лет, с 2005 по 2015 год, наша доля на рынке нефти (плюс конденсат) по статистике Международного энергетического агентства (МЭА) выросла с 1,9 до 4,9%, а после приобретения «Башнефти» — до 5,4%», — сообщил он.
По мнению Сечина, смысл нынешней ценовой войны в первую очередь заключается в конкуренции за долю на рынках. Поэтому покупка активов и расширение партнерства с другими игроками — один из способов ведения этой войны.
«В отличие от некоторых конкурентов, которые наращивают долю с помощью демпинга, мы расширяем свое присутствие, устанавливая партнерские отношения и создавая совместные предприятия с ключевыми потребителями нефти, то есть выстраиваем глобальные интегральные цепочки», — заявил он.
В качестве примера он привел индийский рынок, на котором недавно «Роснефть» заключила ряд крупных сделок, и венесуэльский.
В середине октября «Роснефть», ВТБ и Trafigura заключили соглашение о покупке индийской Essar за $12,9 млрд. В числе активов индийской компании — современный НПЗ в городе Вадинар производительностью 20 млн тонн, который имеет доступ к глубоководному порту, а также сеть АЗС из 2,7 тыс. станций в Индии.

За 9 месяцев 2016 года «Газпромнефть-Хантос» добыл 11,5 млн тонн нефтяного эквивалента, что на 3,5% больше показателя аналогичного периода 2015 года.
Увеличивать объемы добычи компании удается благодаря оптимизации систем разработки месторождений, повышению нефтеотдачи, строительству высокотехнологичных скважин. Основной прирост по-прежнему обеспечивают ввод в эксплуатацию горизонтальных скважин, восстановление аварийного и малодебитного фонда скважин, а также проведение гидроразрыва пласта (ГРП)* на скважинах Южно-Приобского месторождения.
С начала года предприятие ввело в эксплуатацию 67 горизонтальных скважин с многостадийным ГРП, что на 81% превышает показатели 2015 года. Число скважин с зарезкой бокового ствола увеличено до 38, что на 52% больше, чем за тот же период прошлого года (9 месяцев 2015 года – 25 скважин с зарезкой бокового ствола), количество скважин базового фонда с повторным большеобъемным ГРП увеличилось на 45%, до 196 (за январь-сентябрь 2015 года – 135 скважин).
Среднесуточная добыча углеводородов достигла к концу сентября 2016 года значения в 42,2 тыс. тонн нефтяного эквивалента.
«Газпромнефть-Хантос» продолжает оставаться лидером группы компаний «Газпром нефть» по внедрению новых технологий добычи. Так, впервые в России в июле 2016 года на Южно-Приобском месторождении проведен 30-стадийный гидроразрыв пласта по «бесшаровой» технологии заканчивания и стимуляции. Он выполнен в рекордном для Южно-Приобского месторождения горизонтальном участке скважины, длина которого составила 1,5 тыс. метров при общей длине скважины более 4,6 тыс. метров. Глубина залегания пласта, в котором велись работы, – более 2,6 тыс. метров. Для проведения 30 стадий ГРП было использовано более 1,1 тыс. тонн проппанта.
«На основании последних научных исследований и лучших отраслевых практик в области добычи нефти в «Газпромнефть-Хантосе» реализуется программа непрерывных улучшений процессов разработки месторождений. Использование и адаптация мирового опыта в работе с трудноизвлекаемыми запасами краевых участков наших активов позволяет предприятию экономически эффективно вовлекать в добычу новые залежи. В ближайшее время нам предстоит выбрать оптимальные технологии заканчивания и режимы работы скважин в низкопродуктивных коллекторах на Южно-Приобском месторождении», – отметил генеральный директор «Газпромнефть-Хантоса» Сергей Доктор.

На прошедшем в Санкт-Петербурге Газовом форуме «Газпром нефть» представила собственное программное обеспечение, позволяющее максимально эффективно рассчитать элементы гидроразрыва пласта* (ГРП) в залежах с нетрадиционными нефтегазовыми запасами — так называемой баженовской свите. Новый симулятор создан совместно с Московским физико-техническим институтом (МФТИ) и на сегодняшний день является единственным в мире ИТ-продуктом, разработанным непосредственно для баженовских пластов.
Разработанная программа помогает рассчитать, как в пласте будет развиваться трещина, смоделировать ее форму (длину, толщину, ширину и другие геометрические характеристики), а также оценить объем добываемой нефти из такой скважины. Для моделирования используются сложнейшие математические и физические модели, которые учитывают влияние десятков факторов.
Научно-технический центр «Газпром нефти» совместно с ведущими российскими исследовательскими институтами** участвует в разработке технологий для освоения нетрадиционных запасов. Работы ведутся в рамках федеральной программы комплексного исследования баженовской свиты.
Баженовская свита — горизонт горных пород, выявленных в центральной части Западной Сибири на глубинах 2-3 тыс. м. По оптимистичным оценкам геологов ресурсы нефти в пластах баженовской свиты только на территории Западной Сибири могут достигать 100-170 млрд тонн. Залежи распространены на площади около 1 млн кв. км, при этом имеют толщину — от 10 до 100 м. Баженовская свита относится к категории нетрадиционных запасов, содержащих так называемую сланцевую нефть, ее освоение находится на стадии подбора технологических решений для полномасштабной разработки.
Гидроразрыв пласта (ГРП) — один из наиболее эффективных способов стимулирования добычи на месторождениях, особенно для добычи трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов, в том числе — сланцевой нефти, аналогом которой являются углеводороды баженовской свиты. При этом проведение ГРП — технологически сложная и довольно дорогостоящая операция, требующая тщательной подготовки. Результаты моделирования позволят подобрать оптимальные параметры гидроразрыва.
«Наша основная задача — сделать методы разработки баженовской свиты такими же доступными как и для традиционных коллекторов. Бажен в отличие от традиционных пластов практически непроницаем. Задача разрабатываемой нами технологии — создание искусственных систем проводящих трещин. Разработанный симулятор, по сути, позволяет нам рассчитать, как максимизировать охват пласта с помощью сети трещин и обеспечить рентабельный приток нефти», — сказал глава Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич.
* Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт. По этим трещинам обеспечивается приток нефти, которая в ином случае в скважину бы не попала. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.
**В состав консорциума по изучению баженовской свиты входят Инжиниринговый центр МФТИ, Геологический факультет МГУ, РГУ нефти и газа им. Губкина, Сколковский институт науки и технологий (Сколтех). Научно-технический центр «Газпром нефти» выступает индустриальным партнером консорциума, компания также участвует в софинансировании программы исследований.

«Мессояханефтегаз», совместное предприятие «Газпром нефти» и «Роснефти», успешно завершил строительство скважины с уникальной траекторией на Восточно-Мессояхском месторождении. Скважина №380 при вертикальной глубине 800 м имеет горизонтальный отход в 1,9 км, глубина по стволу составляет 2,7 км, общая протяженность проходки с учетом бурения двух пилотных стволов составила 4,4 км.
Уникальная скважина была построена всего за 25 суток, фактический дебит скважины составил 146 тонн нефти в сутки.
Согласно мировой классификации скважин с большим отходом от вертикали (ERD – extended reach drilling) подобное соотношение (2,4) относит построенную в «Мессояханефтегазе» скважину к сверхсложным, индекс сложности бурения (DDI) – 6.64 – один из самых высоких показателей в России.
«Технологии, применяемые при освоении Восточно-Мессояхского месторождения, позволяют существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков с учетом сложных геологических условий месторождения и наличия 400-метрового слоя многолетнемерзлых пород. Кроме того, передовые практики способствуют защите уникальной экосистемы арктической зоны благодаря сокращению площади участков под ведение буровых работ», – сказал генеральный директор «Мессояханефтегаза» Айдар Сарваров.