От первой скважины до интеллектуального месторождения. Как добывают нефть в западном Казахстане

В западных регионах Казахстана сосредоточены стратегические запасы нашей страны – нефть и газ. Именно здесь, в Атырауской области на месторождении Карашунгул, в 1899 году взметнулся первый фонтан нефти. Это стало отправной точкой становления казахстанской нефтегазовой отрасли.

Спустя 120 лет развитие нефтегаза не останавливается: сегодня в тренде цифровизация, которая позволяет вести добычу на месторождениях, которые раньше бы просто консервировали из-за бесперспективности. Так работает "ЭмбаМунайГаз", разрабатывающая 33 месторождения в Атырауской области. В 2016 году специалисты компании начали проект интеллектуального месторождения, который сейчас внедряют на объектах "Эмбы".

Корреспондент Informburo.kz побывал на месторождениях компании и увидел своими глазами, как новые технологии меняют "ЭмбаМунайГаз".

Начало положил Карашунгул

Нефть была известна населению Казахстана с давних времён: её применяли, например, как лекарство для скота при обнаружении кожных болезней. Но точкой отсчёта для нефтяной промышленности принято считать 1899 год, когда на месторождении Карашунгул на территории нынешней Атырауской области была добыта первая нефть. При этом о наличии богатых запасов "чёрного золота" говорили задолго до этого.

Посещавшие западный Казахстан иностранные военные, путешественники и учёные отмечали, что на территории страны могут быть большие месторождения углеводородов. Уже во второй половине XIX века экспедиторы начали проводить геологические исследования местности.

Как ни странно, разработку первых месторождений тогда вели не крупные компании, а мелкие предприниматели. Например, на нефть в урочище Карашунгул первым внимание обратил адвокат Юрий Лебедев, который оставил заявку на разведку нефти в этой местности в 1892 году. Но у него быстро закончились деньги, потому право на разведку было продано отставному офицеру Леману, который и открыл первую нефтяную компанию под названием "Леман и Ко". При ней в 1899 году и была добыта первая казахстанская нефть.

Сейчас на месте месторождения Карашунгул установлена памятная стела.

Для привлечения капитала Леман вёл переговоры с английскими бизнесменами. Последние заинтересовались предложением, направили геологов в Казахстан и, получив данные о богатых запасах, пришли в нефтяную отрасль западного Казахстана.

Позднее, в 1911 году, из скважины в урочище Доссор ударил мощный фонтан нефти, качество которой оказалось таким высоким, что вызвало большой ажиотаж за рубежом. Из-за этого для разработки нефти в Российской империи на Лондонской бирже выпустили акции на 5 млн фунтов стерлингов.

В это время на территории Казахстана появляются первые компании с иностранным участием. В стране началась промышленная добыча нефти.

Западные месторождения Казахстана сегодня

Сейчас добычу в этой местности ведёт "ЭмбаМунайГаз" – дочернее предприятие нацкомпании "КазМунайГаз". В состав компании входят четыре производственных подразделения в районах Атырауской области: "Доссормунайгаз", "Жылыоймунайгаз", "Жайыкмунайгаз", "Кайнармунайгаз" и ещё два подразделения в Атырау.

Всего компания обеспечивает в регионе около 5 тысяч рабочих мест. Кроме того, она входит в число 10 крупнейших налогоплательщиков страны: в 2018 году "ЭмбаМунайГаз" выплатила в бюджет почти 200 млрд тенге налогов и отчислений.

В прошедшем году на месторождениях "Эмбы", которых в разработке 33, было добыто около 2,9 млн тонн нефти. Большая часть этих объёмов ушла на нефтеперерабатывающие заводы, остальное – на экспорт по трубопроводам Каспийского трубопроводного консорциума и Узень – Атырау – Самара.

Как говорят в самой компании, "ЭмбаМунайГаз" постоянно работает над доразведкой запасов: таким способом было прирощено порядка 10-12 млн тонн нефти. При стабильной добыче в почти 3 млн тонн компании ещё и восполняет запасы.

"Цифра" для углеводородов

Особая гордость атырауских нефтяников – цифровизация производства. В 2016 году "ЭмбаМунайГаз" взялась за пилотный проект по внедрению концепции "интеллектуального месторождения" на месторождении Уаз.

После Уаза "ЭмбаМунайГаз" в 2017 году внедрила цифровые технологии на Прорвинской группе месторождений, в 2018-м – на Жанаталапе и Восточном Макате, в 2019-м – на Восточном Молдабеке.

Как рассказали Informburo.kz представители компании, на месторождении Уаз благодаря новым технологиям уже удалось достичь экономии электричества в 30-35%, увеличился межремонтный период "качалок" на скважинах.

Самым главным плюсом интеллектуального месторождения называют облегчения труда операторов. Раньше для проверки показателей им приходилось объезжать все скважины, теперь же вся информация доступна на планшете в режиме реального времени.

Эта "качалка" скважины 114 Прорвинской группы месторождений автоматизирована, на ней используется интеллектуальная станция управления. Она позволяет регулировать режим работы оборудования. Например, при подходе выкачиваемой из недр жидкости к поверхности "качалка" останавливается, чтобы не тратить впустую ресурс. Это и даёт экономию энергии, и увеличивает межремонтный период.

Так выглядит "интеллект" скважины, которую разрабатывают уже порядка 40 лет.

Вся информация также поступает в головной офис "ЭмбаМунайГаза" – в Центр визуализации производственных процессов. Сбор данных в одном месте позволяет оперативно реагировать на отклонения показателей в работе скважин и анализировать данные.

Также во всех подразделениях компании внедрили систему управления автотранспортом, число которого достигает 700 единиц. Благодаря новой системе, которая использует технологии GPS, за первые семь месяцев 2019 года расход дизельного топлива сократился на 12%, что составляет почти 141 млн тенге, а время ожидания спецтехники снизилось до 80%.

Прорва нефти

Месторождения, на которых удалось побывать корреспонденту Informburo.kz, относятся к Прорвинской группе. Всего их 11, первое месторождение дало нефть ещё в 1960-х годах. В 2018-м здесь было добыто около 1,1 млн тонн нефти, в планах на 2019-й – нарастить объёмы до 1,124 млн тонн.

Добытое в скважинах сырьё поступает в Пункт подготовки и перекачки нефти, здесь её доводят до кондиции, нужной для дальнейшей транспортировки. В сутки через производство проходит около 2,6 тысячи тонн нефти.

Автоматизация пришла и сюда. По словам представителей "ЭмбаМунайГаз", на этом объекте она достигает 60%.

Сейчас завершается работа над новой автоматизированной насосной станцией. Её должны ввести в строй до конца 2019 года.

Другой стратегический объект – это установка подготовки попутного нефтяного газа. Этот проект начали в 2017 году. Установка мощностью 150 млн кубических метров газа предназначена для утилизации попутного нефтяного газа Прорвинской группы месторождений.

Благодаря выработке товарного газа и газового конденсата с гранулированной серой удалось сократить сжигание попутного нефтяного газа на факелах.

Весь процесс подготовки газа так же, как и на других объектах, автоматизирован. Ежегодно на установке будут вырабатывать товарный газ, стабильный газовый конденсат – 4,1 тысячи тонн и гранулированная сера – 2,7 тысячи тонн.

В планах "ЭмбаМунайГаза" сегодня – дальнейшая цифровизация месторождений. К 2022 году их число может превысить 10. Внедрение таких технологий – это важная часть всего процесса добычи на старых месторождениях, которые находятся на так называемой стадии исчерпания.