На вопросы журнала «Время колтюбинга. Время ГРП» отвечает Станислав Заграничный, генеральный директор ТОО «Темир Энерджи Централ Эйжа».

Беседа состоялась в кулуарах 25-й Международной научно-практической конференции «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные работы».

Станислав Александрович Заграничный родился 19 ноября 1975 г. в Алма-Ате, Казахстан. В 1992 году поступил в Казахский государственный университет на факультет международных экономических отношений. В 1997 году начал работать специалистом в японском агентстве JICA по международному сотрудничеству в Алматы. В 1998 году перешел на работу в компанию Hurricane Kumkol Munai (ПетроКазахстан Инк.) в Кызыл-Орде. С начала 1999 года – ведущий специалист в компании ОАО «АлауТрансГаз». В конце 1999 года был принят инженером-стажером в компанию Schlumberger Logelco Ltd. в отдел ГНКТ в Аксае, Казахстан. Работал полевым инженером на Карачаганакском и Тенгизском месторождениях. В 2001 году был направлен в должности старшего полевого инженера в Порт-Харкорт, Нигерия. После возвращения в Казахстан в 2004 году работал главным инженером по ГНКТ, Schlumberger, в Актобе, Казахстан. В 2005 году был назначен на должность старшего инженера отдела ГНКТ, Schlumberger, по Российской Федерации в Москве. С 2006 года – главный технический инженер ГНКТ, Schlumberger, по Российской Федерации. В 2008 году переведен на должность руководителя отдела маркетинга компании Schlumberger по Восточной Сибири и Дальнему Востоку. В 2009 году перешел в компанию Trican Well Service LLC на должность технического инженера – эксперта по ГНКТ. Работал на Ванкорском месторождении в Красноярском крае. В 2012 году назначен техническим директором Trican Well Service LLC в Москве. В 2014-2018 годах – генеральный директор Trican Well Service LLC в Республике Казахстан. С 2018 года – генеральный директор ТОО «Темир Энерджи Централ Эйжа». По различным вопросам технологий ГНКТ опубликовал более 15 технических статей в РФ и за рубежом. В компании Schlumberger проводил специализированные семинары по технологиям ГНКТ для российских нефтегазовых компаний. Член редакционного совета журнала «Время колтюбинга. Время ГРП».

«Время колтюбинга»: Станислав Александрович, на каких операциях специализируется ТОО «Темир Энерджи Централ Эйжа»?

Станислав Заграничный: Наша компания уже семь лет на рынке нефтесервисных услуг. Наша основная ниша – заканчивание скважин под многостадийный ГРП. С нее мы стартовали, ее развиваем до сих пор. Начинали мы с американскими технологиями и оборудованием. Сейчас уже произошла некоторая локализация, и заказы мы размещаем на местных заводах.

ВК: Казахстанских?

С.З.: Нет, российских. В Казахстане, к сожалению, пока такие производства не освоены, а российские заводы вполне справляются с нашими запросами. Поскольку данный сегмент в последние годы стал достаточно высококонкурентным, то на рынке появилось очень много игроков. Ушли большие западные компании, но зато появилось много российских игроков, которые занимаются продвижением таких технологий. В этой ситуации наша компания старается ориентироваться на более высокотехнологичный сегмент.

ВК: На премиум-сегмент?

С.З.: Да. На премиум-сегмент для решения нестандартных задач, в первую очередь на рынке Казахстана.

ВК: Как бы Вы охарактеризовали казахстанский нефтесервисный рынок в сравнении с российским?

С.З.: Казахстанский нефтесервисный рынок, безусловно, гораздо меньше по объемам, чем российский, но здесь есть достаточное количество интересных проектов, потому что условия отличаются, если в среднем брать, и от Западной Сибири, и от Волго-Уральского региона. У нас много глубоких скважин в Прикаспийском бассейне. В России похожие условия – это Астрахань и шельф Каспийского моря. На таких месторождениях востребовано не столько горизонтальное бурение, сколько глубокое бурение.

ВК: В каких регионах Ваша компания оказывает услуги?

С.З.: Мы работаем в основном в Западном Казахстане. В географическом отношении это всё – Прикаспийский регион. С точки зрения геологии там есть два больших сегмента: надсолевые и подсолевые отложения. Надсолевые отложения представлены в том числе терригенными коллекторами. И есть большое количество месторождений, которые еще в советское время были освоены. Например, Узень и ряд других.

ВК: Насколько эти месторождения выработаны? Не остались ли там только трудноизвлекаемые запасы?

С.З.: По-разному. Если проводить аналогии с Западной Сибирью, то Узень, скорее всего, ближе к Самотлору – обводненность уже высокая, очень большое количество скважин набурено, и добыча, безусловно, падает. Поэтому операторы ищут какие-то новые технологии, которые позволят повысить нефтеотдачу, в том числе технологии, связанные с ГРП. Что касается подсолевой части, собственно, можно назвать только несколько крупных проектов, которые у всех на слуху: Тенгиз, Кашаган. Если севернее брать, то это Карачаганак и всего несколько разных проектов рядом с ним, потому что разработка этих отложений требует больших вложений капитала. Это и дорого само по себе, и требования к оборудованию совсем другие. Поэтому, там, в основном, работают компании, связанные с премиальным сегментом. А это крупные игроки.

ВК: Какое оборудование Вы бы отметили в этом премиальном сегменте?

С.З.: Если рассматривать более-менее стандартное оборудование, условно, – пакерное оборудование, муфты, в том числе такие, о каких говорят на этой конференции, – то это оборудование должно быть в соответствующем исполнении. Помимо того, что оно должно быть изготовлено из стойких к коррозии сплавов или иметь антикоррозионные покрытья, оно еще должно быть рассчитано на очень высокое давление – до 1000 атмосфер и выше. Аналогичное требование выдвигается и к самим материалам – и к металлу, и к резине (уплотнительным элементам). Это если брать стандартное оборудование. В настоящее время у нас более развиты системы, активируемые шарами, но какие-то новые разработки постепенно приходят из Северной Америки и к нам, а там сейчас в тренде и картриджи, или дарты (втулки-ключи). Эти технологии сейчас, хотя и медленно, но и на российский рынок уже заходят.

ВК: Медленно из-за геополитической ситуации?

С.З.: Ну, раньше, может быть, и быстрее зашло бы. Но если брать наши многостадийные системы, то для нас канадские технологии ближе, чем американские, потому что в Штатах используется в основном технология Plug & Perf, поскольку интенсивно разрабатываются месторождения сланцевой нефти. А в Канаде появляются всяческие варианты на тему сдвижных муфт. И даже там, как мы можем отследить, каждые года два технология меняется. То есть технологии не застывают на одном месте, как у нас: начали делать – и продолжают годами.

ВК: Когда технологии меняются быстро, это мода или необходимость?

С.З.: По сути дела, это необходимость, которая подогревается высокой конкуренцией. Много производителей вышли сейчас на высокий уровень исполнения и качества.

ВК: Российских?

С.З.: И американских. Если раньше там в авангарде были крупные компании типа NOV, которые скупали мелких разработчиков, то теперь появилось очень много независимых компаний, очень активно выходящих на рынок. Изменение технологий идет в постоянном режиме, это обусловлено еще и тем, что для операторов тоже важна эффективность и снижение своих затрат. То есть речь идет о стоимости не самого оборудования, а всего комплекса операций, которые связаны друг с другом. Вот сегодня с коллегами мы говорили о том, что даже простые шаровые технологии не всегда срабатывают, и в ряде случаев для открытия муфт, которые должны открываться шарами, приходится применять колтюбинг. Это влечет рост затрат для оператора, и он бывает не готов применять такую технологию.

ВК: А растворимые элементы всегда растворяются?

С.З.: С растворимыми тоже очень много вопросов. Безусловно, этот сегмент сейчас достаточно хорошо развился. Если раньше такие технологии были распространены в основном в Северной Америке и в Китае, то сейчас и у нас много кто адаптировал разные растворимые элементы, но все равно они, на мой не столько даже взгляд, сколько опыт, не всегда подходят, потому что у нас у каждого недропользователя цикл заканчивания скважины в чем-то отличается от того, что делают другие операторы. Где-то КРС больше работает, где-то период между стадиями ГРП длиннее. Например, могу по Казахстану сказать: здесь делается анализ мини-ГРП после каждой стадии, тогда как в России это делается, как правило, только после первой стадии, а потом уже качается одна стадия за другой.

ВК: А что способствует такой практике?

С.З.: Геология по большей части. Или это определяется подходом операторов. Команды разработчиков по-разному смотрят на то, как правильно заканчивать и осваивать скважину. А успех технологий с растворимыми элементами в большинстве своем зависит от времени нахождения оборудования в скважине – будь то растворимый шар или растворимый компонент муфты – картридж, дарт и т. п. Нарушение этого цикла, в частности, его удлинение, ведет к невыполнению всей программы. Появляются, конечно, и технологии с контролируемым запуском процесса растворения, но они находятся все еще на стадии опытно-промышленных испытаний.

ВК: Какие работы кажутся Вам особенно интересными?

С.З.: Мы уже рассказывали в Вашем журнале о внедрении технологий заканчивания не на горизонтальных, а на вертикальных скважинах. Это несколько нестандартный подход, поскольку обычно такие вещи, как оптимизация или заканчивание, относятся к горизонтальным стволам, а не к вертикальным скважинам. Я понимаю, почему так происходит в России на большинстве месторождений. Потому что интервалы продуктивных зон составляют 10–15 метров, если говорить об эффективной толщине. Но в Казахстане может и 200 метров быть толщина по вертикали. И все зоны, как правило, неоднородны, в большинстве случаев это пропластки какие-то. Эффективным может оказаться, казалось бы, нестандартный подход: спуск хвостовиков в вертикальные скважины и заканчивание скважин многостадийным ГРП. Но подобный подход тоже предполагает изменение требований к оборудованию, потому что здесь идет сужение скважины – то есть нужно делать нестандартные размеры и т. п. На мой взгляд, технологии заканчивания на вертикальных скважинах уже начинают развиваться как отдельный сегмент.

ВК: Как Вам видится развитие технологий ГРП в ближайшем будущем? Какие основные направления будут задействованы?

С.З.: Мне кажется, что, помимо всего прочего, у нас возобладает американский тренд, а именно использование кварцевого песка вместо проппанта. В США до 80% закачиваемых в процессе ГРП расклинивающих материалов составляет именно кварцевый песок, а не проппант.

ВК: Здесь тоже уже наблюдается такая тенденция.

С.З.: У нас только-только это начинается: здесь, наоборот, только процентов двадцать – песок. А там проппанта, можно сказать, уже почти нет.

ВК: А с чем было связано то, что вообще появились проппанты? Неужели нельзя было сразу развивать технологии ГРП с кварцевыми песками, искать их нужные фракции?

С.З.: Да, безусловно! Одна крупная российская компания-недропользователь провела тесты на базе своего НИПИ с закачкой проппанта и песка. В лаборатории изготовили металлические пластины с разным качеством металла – аналог того, что присутствует в скважине. И оказалось, что степень эрозии песка фактически аналогична степени эрозии проппанта. Но раньше же господствовало мнение, что из-за кварцевого песка металл, из которого изготовлено скважинное оборудование, в гораздо большей степени подвержен эрозии, чем из-за проппанта.

ВК: Практика показала, что это не так?

С.З.: Да, это не так.

ВК: Можно ли сказать, что проппанты оказались тупиковой ветвью развития?

С.З.: Мне кажется, что не совсем правильно так формулировать. Безусловно, песок не везде применим – например, на глубоких скважинах с высокими стрессами в пластах. Но, кроме этого, стоит отметить, что промышленные предприятия, выпускающие проппант, обладают значительным весом в силу объемов производства. Так что разом отказаться от проппантов не получится. Однако тенденция неуклонна, поскольку использование песка, во-первых, более эффективно экономически, а, во-вторых, более естественно.

ВК: Я бы сказала: более экологично. Ведь песок – песок и есть. Из земной коры его взяли, туда же и вернули. Но продолжим наш разговор о технологиях. Вы сказали, что американский опыт приходит к нам.

С.З.: Нельзя утверждать, что он будет полностью перенесен, потому что все-таки у нас другие условия. Даже Канада и Штаты в технологиях заканчивания скважин несколько расходятся. Если канадцы ориентируются на высокоскоростные ГРП с картриджами и дартами, то американцы все-таки отдают предпочтение Plug & Perf. Я думаю, что в течение двух-трех лет у нас тоже станет актуальной эта тема с дартами и многокластерными муфтами.

ВК: У нас в Казахстане или в России?

С.З.: В Казахстане в меньшей степени, потому что здесь горизонтального бурения меньше и фокус в большей степени направлен именно на глубокие скважины.

ВК: О каких именно глубинах идет речь?

С.З.: О глубинах более четырех тысяч метров. Сейчас, как Вы правильно заметили, наблюдается некоторое истощение старых месторождений, поэтому даже по ним пытаются бурить поисковые скважины – до восьми километров глубиной начинают уже проекты реализовываться. Пока это только поисковое бурение, но я думаю, что в любом случае будет и добыча в итоге. Но для таких глубин абсолютно другие технологии будут нужны. И здесь тоже отличие от России – то, что внедряется в Западной Сибири, не будет работать в Казахстане.

ВК: Ранее Вы являлись постоянным участником конференции «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные работы». В последние несколько лет Вы не посещали это мероприятие. Каково Ваше впечатление от программы нынешней конференции?

С.З.: Да, я физически не приезжал, но отслеживал тематику конференции по публикациям в журнале «Время колтюбинга. Время ГРП» и с коллегами контакты поддерживал. Очень много интересного здесь происходит. Впечатляет и то, что «Белоруснефть» показывает, и что российские сервисные компании демонстрируют, какие инновации внедряют. Очень радует, что, несмотря на то что все мы изначально вышли из колтюбинга, тематика ГРП органично вросла в формат конференции. Понятно, что некоторых элементов еще недостает для полноты картины, но уже есть колтюбинг, есть ГРП, есть заканчивание. В принципе, очерчена ниша в нефтесервисе, которая закрывается конференцией.

ВК: Я помню Вашу публикацию в журнале на тему колтюбингового бурения. Как, по Вашему мнению, будет развиваться эта технология?

С.З.: Была такая интересная тема где-то в годах 2008-2009, когда к нам пришли технологии бурения горизонтальных скважин. Тогда думалось, что можно и колтюбингом это делать. Но в итоге стало понятно, что обычными станками бурить все-таки дешевле и быстрее. Сейчас уже много технологий бурения реализовалось: и бурение с обсадной колонной, и бурение на депрессии или на равновесии. То есть те ниши, которые потенциально могли бы быть задействованы под колтюбинговое бурение (посаженные стволы, карбонатные породы с высокой трещиноватостью) и где раньше обычное бурение могло привести только к ухудшению фильтрационных свойств пластов, оказались заняты новыми технологиями традиционного бурения, которые прошли определенную эволюцию и оказались более востребованными.

ВК: Есть ли у колтюбингового бурения перспективы? Хотя бы в узком сегменте?

С.З.: Ну, наверное, в бурении боковых стволов. Но, опять же, коллеги из компании «Перфобур» здесь, на конференции, представили технологию радиального бурения сверхмалого диаметра и радиуса кривизны с механически контролируемой траекторией. Это то, что однозначно нужно было бы делать с колтюбингом – на небольшие стволы – для вскрытия некрупных пропущенных зон. Видите, подросли конкурирующие технологии и перекрывают и эту нишу. Для колтюбинга, я думаю, нужна какая-то радикальная перестройка концепции. От самого колтюбинга, безусловно, никуда не деться – труба и труба. А вот в том, что касается технологий, нужны новые идеи.

ВК: В каком направлении, как Вы думаете, может пойти эта перестройка концепции?

С.З.: Пока сложно сказать. Но вот один сегмент начинает расти – это снаббинг. Это, по сути, некая комбинация колтюбинга, но с трубой – НКТ. Можно сказать, что это гибрид между традиционным станком КРС и колтюбингом, и гибрид такой очень уже востребован и в Северной Америке, и в Китае.

ВК: А в России?

С.З.: В России, насколько я знаю, задействованы только одна или две установки для снаббинга. Вроде как очень удачный с технической точки зрения опыт получен.

ВК: Почему бы российским и белорусским компаниям не изучить этот передовой опыт?

С.З.: Я бы на эту тему обратил внимание, потому что она не требует радикальной перестройки производства. Технология очень схожая.

ВК: А как, по Вашему мнению, будут развиваться технологии ГРП?

С.З.: Мы много общались с коллегами с Ближнего Востока, пытаемся наладить экспорт наших услуг туда. Так вот, если взять традиционную концепцию ГРП, то есть когда давление создается на поверхности, закачивается какой-то расклинивающий агент и рвется пласт, то, как мне кажется, следующим этапом развития будет разработка некой технологии ГРП, которая будет создавать давление непосредственно в пласте. То есть, условно, закачивается жидкость, которая реагирует при пластовых условиях и создает достаточное для разрыва пласта давление.

ВК: Какое оборудование нужно будет для осуществления такой технологии?

С.З.: Если сейчас для больших ГРП нужен флот из 8–19 насосных установок, то для такой технологии можно будет обойтись и тремя. Причем основная мощность будет направлена не на силу насосов, а на создание давления в пласте путем реакции. В Саудовской Аравии активно работают над созданием такой технологии.

ВК: Почему именно в Саудовской Аравии?

С.З.: Потому что в карбонатных породах проще это будет осуществить, поскольку карбонаты изначально отличаются трещиноватостью. В условиях России, наверное, будет сложнее закачать в пласт какую-то жидкость, которая в результате реакции с пластом создаст давление в традиционных терригенных коллекторах. Но, тем не менее, такая технология мне видится очень перспективной, потому что увеличивать флот до бесконечности у нас нет возможности. В американских компаниях бывает флот и по 20 насосов. Но такое не все потянут.

ВК: А если высокорасходный флот использовать?

С.З.: Где-то да, насосы мощностью не по 2500 л. с, а стали уже и по 5000 л. с.

ВК: А каковы, на Ваш взгляд, перспективы таких технологий, как радиальное вскрытие пласта и кислотоструйное бурение?

С.З.: Этот сегмент в любом случае будет востребован, потому что если рассматривать особенности геологии что в России, что в Казахстане, то когда само месторождение находится уже на своей финальной стадии разработки, оператор начинает искать пропущенные пропластки нефти. С помощью традиционной зарезки боковых стволов добыть флюид будет уже дорого и неэффективно. А вот как раз ниша, где конкурирует колтюбинг с данными технологиями, я думаю, будет востребована. Не знаю, насколько велик будет этот сегмент, но он точно будет. Но если говорить о нашем сегменте заканчивания скважин, куда входит и заканчивание, и ГРП, и колтюбинг, то мы боремся за эффективность, причем не только своей работы, но и работы других сервисов, поскольку во многих контрактах эффективность привязывается к показателям по добыче.

ВК: Как бы Вы определили эффективность?

С.З.: Я бы определил эффективность как реализацию и внедрение неких технологий без ущерба для изначальных фильтрационных свойств пласта. Зачастую даже самая хорошая технология – муфты какие-нибудь, к примеру – может иметь нулевой эффект за счет того, что после ГРП застопорится КРС, и даже с колтюбингом у нас проблемы бывали. Либо много жидкости лишней в скважину закачали, либо что-то несовместимое, и весь результат работы нивелировался. Это из собственного горького опыта. Мне кажется, что борьба за эффективность требует большего взаимодействия между не только компаниями, но и сегментами внутри них. Очень больная тема – КРС. Поэтому снаббинг мне видится как некий путь вперед.

ВК: В российских сервисных компаниях остро ощущается нехватка квалифицированных кадров. Есть ли такая проблема в Казахстане?

С.З.: Она везде есть, не только в наших странах. Она и за океаном ощущается. В России, как мне кажется, нехватка квалифицированных кадров – это следствие роста рынка. Раньше некая компенсация была за счет иностранных инженеров, супервайзеров, которые закрывали определенные ниши, да и наших специалистов подтягивали. Сейчас же, я не говорю, что у нас уровень ниже или выше, но в силу экспоненциального роста рынка специалистов просто физически не хватает. В США та же проблема, ставшая особенно ощутимой, когда пошла очередная волна на увеличение – «бурить, бурить, бурить». Мы с коллегами общаемся, знаем об этом.

ВК: Американцы в Казахстане работают?

С.З.: И американцы работают, и китайцы. В Казахстане определенная сегментация есть между проектами.

ВК: То есть имеется возможность трансфера технологий, в том числе в Россию через Казахстан?

С.З.: А она и идет на самом деле. Но, безусловно, нам все-таки не хватает полноценного общения с западными коллегами.

ВК: Ваши пожелания коллегам из других компаний, работающих в ЕАЭС.

С.З.: Уровень наших специалистов, я имею в виду на постсоветском пространстве, всегда был высоким. В России, Беларуси, Казахстане он таким и остается. Поэтому те цели, которые компании или сами специалисты индивидуально ставят перед собой, обязательно могут быть достигнуты. Могу только пожелать больше хороших проектов, идей. Не бояться внедрять что-то новое. Ну и делиться своими идеями, потому что именно в общении – прогресс.

ВК: Спасибо Вам за содержательный разговор.

 

Вела беседу Галина Булыка, «Время колтюбинга. Время ГРП»