АРТУР АБРАМОВ,
заместитель директора ТПП «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз» по геологии и разработке

В профессию пришел в 2004 году после вуза. Сначала работал оператором по добыче нефти и газа в ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», потом мастером, технологом, геологом, трудился в центральном аппарате ЛУКОЙЛ-Коми в Управлении сопровождения бурения. В 2013 году возглавил геологическую службу ТПП «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз».

За мою историю в Тимано-Печоре ЛУКОЙЛ-Коми открыл немало подземных кладовых. Лично принимал участие в таких находках, как Мичаельское и Среднемичаельское, Западно-Сюрхаратинское месторождения. И главное открытие – Восточный Ламбейшор, за который я получил знак первооткрывателя.

Если сравнивать, что было раньше и есть сейчас, то еще 10 лет назад, выезжая в поле, мы брали с собой книги и материалы, блокнот и ручку, лупу, чтобы рассматривать керн, который отобрали из разведочной скважины. Все шаги конспектировались, чтобы ничего не забылось. Да и связи не было – общались редко, и то по «спутнику». Сегодня все по-другому: хватает одного смартфона.

Знаете, как без специальных приспособлений определить насыщение керна? Языком. Если лизнуть керн, и он соленый и с горчинкой, значит, водонасыщенный, – присутствует пластовая вода. Нефть же оставляет на языке маслянистый битуминозный привкус.

Сейчас, конечно, есть новые технологии испытаний и аппараты для анализа керна и флюида. Например, ранее проводили ИПТ (метод испытания пластов на трубах) для определения продуктивности, а сейчас выполняем исследования прибором MDT, оснащенным глубинными анализаторами флюида, благодаря которому определяются граничные значения пористости и отбирается флюид в пластовых условиях.

С каждым годом все меньше работаем с бумагой: все оцифровано. Если раньше брали диаграммы и сопоставляли между собой, то сейчас в пару кликов на компьютере видим залежь в разрезе, коррелируя (сопоставляя) нужные скважины.


Еще одна особенность нашей работы на все времена: каждому геологу важно прочувствовать месторождение, понять его изнутри. Есть карты, есть модели, но совсем другое – прикоснуться к скважине, проникнуться энергией потока, почувствовать запах нефти и т. д. Нужно буквально погрузиться в недра, чтоб спрогнозировать, как будут вести себя залежь и месторождение в перспективе, тем самым подобрать ключик к кладовой по рациональной разработке с подбором методов воздействия на пласт.

Интересно, что нефть на каждом месторождении пахнет по-своему, имеет разную плотность и даже цвет. Как сметана: вроде бы продукт один, а процент жирности и вязкость различны. С запахом также. Мне кажется, что нефть месторождений, к которым я прикасался, и сейчас определю с закрытыми глазами, а черное золото Восточного Ламбейшора тем более.



КРИСТИНА ШЕВЧУК,
геолог Центральной инженерно-технологической службы ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»

В отрасли я с 2017 года. Пришла оператором пульта управления, работала диспетчером на Восточном Ламбейшоре. После стажировки выросла до геолога.
Работа в ЦИТС – совсем не женская, требует много сил, времени, настроя и, конечно, профессионализма. Поэтому мужчины-коллеги меня берегут: стараются не выпускать в поле. Я отвечаю за геолого-технические мероприятия, сводки, отчеты, контролирую цеха.

Конечно, вся работа в «цифре»: данные «кочуют» из цехов к нам, потом – в ТПП, и далее готовые сводки ложатся на стол главному инженеру ЛУКОЙЛ-Коми.

Жаль, что не удалось побыть в статусе первооткрывателя. Но пермокарбоновая залежь Усинского месторождения уже освоена, и наша главная задача – в интенсификации добычи, подборе правильных мероприятий. Мы принимаем решения о проведении пароциклической обработки пласта, гидроразрыва, переводим скважины с фонтанного способа добычи на механический, вводим новые скважины.

И если я большую часть времени провожу за компьютером, то коллеги «катаются» с утра до вечера. И, несмотря на глобальную модернизацию, для геологов все также важен глаз-алмаз. По одному взгляду профессионал определяет, работает ли задвижка, требуется ли скважине техобслуживание, нужно ли регулировать давление.