Цифра недели:
Добыли с начала года в Югре и ЯНАО
193,1 млн
тонн нефти
378,4 млрд
куб. м газа
№ 16 (555) 06 мая, 2019

К каждой скважине - свой подход

На территории Западной Сибири имеются уникальные нефтепромыслы. Но любые, даже самые богатые, месторождения в конце концов истощаются, а новые уже не столь продуктивны. Потому сейчас наиболее актуальная задача, которая стоит перед недропользователями Западной Сибири, - увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, из которых традиционными методами извлечь остаточные запасы нефти невозможно.

Просмотров: 985
К каждой скважине - свой подход
К каждой скважине - свой подход
К каждой скважине - свой подход
Производство Инновации

На месторождениях общества «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» применяется целый спектр технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи нефти (ИДН). На вопрос, какие из них наиболее эффективны, специалисты отвечают, что, по сути, все они хороши по-своему. Другое дело, что вопрос подбора метода необходимо рассматривать комплексно, поскольку эффект оценивается не только в тоннах дополнительной добычи нефти. Учитываются также и затраты на проведение того или иного мероприятия. К примеру, после проведения ГРП средний прирост по нефти составляет от 7 до 9 тонн в сутки, а после обработки призабойной зоны (ОПЗ) - от 2,5 до 3 тонн в сутки. Но и затраты отличаются в десятки раз. Учитывать следует и срок окупаемости того или иного мероприятия.

Территориально-производственные предприятия западносибирского холдинга ЛУКОЙЛа всегда в поиске наиболее эффективных и рентабельных методов и апробируют на своих площадках в рамках опытно-промышленных работ различные технологии: бурение скважин на депрессии, зарезки вторых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием, проведение многостадийного ГРП и т.д. Инновации появились в технологии обработки призабойной зоны, в рецептуре состава химических реагентов, которые стали более адаптированы к постоянно меняющимся пластовым условиям. Так, в «Покачёвнефтегазе» в прошлом году методами ПНП и интенсификации добычи нефти были охвачены 1022 добывающие и нагнетательные скважины эксплуатационного фонда. Из них гидроразрыв пласта выполнен на 40 скв., физико-химические методы увеличения нефтеотдачи проведены на 329, воздействие на призабойную зону химическими реагентами и физическими методами - на 303, гидродинамическими методами (циклическое заводнение, форсированные отборы, вовлечение недренируемых запасов) было охвачено 217 скважин. Также в 2018 году на восьми скважинах Нонг-Ёганского месторождения проведены опытно-промышленные работы по испытанию технологии выравнивания профиля приёмистости нагнетательных скважин с использованием реагента «Геопан-М».

В «Лангепаснефтегазе» за счёт применения новаций удалось увеличить долю добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов ачимовских и юрских отложений с 40% в 2010 году до 55% в 2018-м. Наибольшую эффективность показало проведение многозонных ГРП.

Активно используются инновационные технологии на месторождениях «Урайнефтегаза». Здесь при добыче нефти экспериментируют с компоновками ОРЗ (одновременно-раздельная закачка) для снижения операционных затрат. Пробурено 9 скважин малого диаметра с внедрением установок электроцентробежных насосов 2А габарита. По результатам внедрения будет проведена технико-экономическая оценка стоимости бурения и эксплуатации скважин малого диаметра. В области повышения нефтеотдачи пласта в прошлом году активно работали над технологиями увеличения приёмистости нагнетательных скважин.

Особого внимания заслуживают инновационные технологии, внедрённые на предприятии «Повхнефтегаз». В 2018 году опробовано 40 различных технологий ОПР в области добычи нефти, строительства и заканчивания скважин, совершенствования разработки, интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов, гидроразрыва пласта, в области специальных исследований и пр. Соответственно меняющимся пластовым условиям, структуре запасов нефти разрабатываются и внедряются различные технологии и выбираются наиболее эффективные. Как пример можно выделить широко используемую после таких опытных работ технологию двухстадийного ГРП собственной разработки. Предприятием в 2017 году получен патент. Технология позволяет менять направление трещин разрыва с подключением в разработку трудноизвлекаемых, слабодренируемых запасов, тем самым увеличить выработку недр.

«Когалымнефтегаз» также постоянно находится в поиске новых технологических решений. На сегодняшний день 30% запасов месторождений предприятия составляют трудноизвлекаемые. Данная категория приурочена к Имилорскому, Тевлинско-Русскинскому, Кочевскому и Равенскому месторождениям. Так, в 2018 году из 83 пробуренных скважин 27 - горизонтальные с многозонным ГРП с количеством стадий от 5 до 8. Работы продолжаются.

В «Ямалнефтегазе» относительно молодые месторождения. Однако и здесь время «лёгких» углеводородов прошло, и для обеспечения поддержания ресурсной базы предприятия с каждым годом приходится бурить более глубокие скважины и использовать передовые методы интенсификации притока, а для рациональной выработки и достижения максимальных КИН и КИГ - строить скважины со сложной архитектурой. Активно ведётся работа по поиску запасов в низкопроницаемых ачимовских отложениях, что, в свою очередь, подразумевает прирост запасов с приставкой «трудноизвлекаемые» в будущем. На Пякяхинском месторождении при бурении многозабойных скважин была внедрена новая оптимизированная технология срезки с использованием моторизированной роторной управляемой системы (РУС) и высокоскоростного пульсатора. По словам специалистов, РУС - хорошая альтернатива винтовым забойным двигателям в связи с ускорением процесса проводки всех горизонтальных участков скважины. Ускорение осуществляется за счёт бурения пяти-семи горизонтальных ответвлений по технологии fishbone (скважина в горизонтальном участке напоминает своим строением скелет рыбы) за одну спуско-подъёмную операцию. Сокращение времени по операциям четырёх срезок составляет около трёх суток, что на 92% меньше затраченного времени при стандартной процедуре срезки. Также был получен рост механических скоростей бурения в секции 155,6 мм на 85%. Сроки строительства скважин сократились на 17%.

Результаты налицо: новые технологии бурения и мероприятия повышения нефтеотдачи пластов позволяют существенно увеличивать объём добычи за счёт вовлечения в промышленную разработку запасов в низкопроницаемых коллекторах, высоковязкой нефти и трудноизвлекаемых запасов на поздней, третьей стадии разработки месторождений.

Подбор наиболее эффективного метода увеличения нефтеотдачи - задача не такая простая, как кажется на первый взгляд. И ориентироваться на то, какой метод позволяет одномоментно повысить дебиты, не стоит. Словом, к каждой скважине - свой подход.

Марина Райлян Об авторе