Добыча

Добыча

Разработка трудноизвлекаемых запасов, повышение эффективности эксплуатации активов с высокой степенью выработки требуют внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В первую очередь это строительство высокотехнологичных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта и применение новых способов вытеснения остатков нефти, извлечь которую не удалось традиционными методами

Бурение
высокотехнологичных скважин

Строительство высокотехнологичных скважин позволяет разрабатывать залежи со сложным геологическим строением, вовлекать в добычу трудноизвлекаемые запасы. 70% ресурсной базы «Газпром нефти» формируют именно сложные запасы, поэтому доля высокотехнологичных объектов в общем объеме бурения компании превышает 60% — это лучший показатель в России.

Один из ключевых методов интенсификации добычи — бурение горизонтальных скважин, существенно увеличивающих поверхность притока и, следовательно, производительность.

Еще одна технология интенсификации добычи — бурение многоствольных скважин, позволяющих увеличить зону охвата пласта. Одни из самых сложных скважин компания строит на Тазовском нефтегазоконденсатном месторождении. В 2018 году при бурении многоствольных скважин с обсаженными стволами «Газпром нефть» установила рекорд протяженности горизонтального участка — 2 263 м, что стало рекордным показателем для «Газпром нефти». По уровню сложности и уникальности высокотехнологичные скважины Тазовского НГКМ приравниваются к морским.

0 %
превышает доля высокотехнологичных объектов в общем объеме бурения «Газпром нефти»
Типы скважин в зависимости от условий месторождения
Типы скважин в зависимости от условий месторождения

На увеличение зоны охвата пласта направлена и технология строительства горизонтальных скважин с множественными ответвлениями, получившая название «Рыбья кость» (Fishbone). Такая конструкция позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков, но при этом требует меньшего объема буровых работ, чем при создании многоствольной скважины. Каждое из ответвлений направляется в отдельные нефтяные участки, не задевая соседние пласты с газом или водой. Этот метод строительства скважин сегодня активно используется на Восточно-Мессояхском месторождении.

Многостадийный
гидроразрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта — технология, уже много десятилетий применяющаяся во всем мире. В скважину с помощью мощных насосных станций закачивается жидкость, создающая в породе трещины, по которым нефть попадает в забой. Для поддержания трещины в открытом состоянии используется расклинивающий агент — проппант.

С развитием горизонтального бурения широкое применение получила технология многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), предполагающая создание трещин сразу на нескольких участках скважины. Сегодня это серийная технология повышения нефтеотдачи, однако метод постоянно совершенствуется.

0 -стадийный
гидроразрыв
пласта,
проведенный на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» — рекордный для России

Особенность Оренбургского месторождения — высокая вязкость нефти, которая залегает в карбонатных коллекторах с низкой проницаемостью и низкой температурой пласта. Один из методов повышения нефтеотдачи, который применяется здесь достаточно широко, — кислотный гидроразрыв пласта, предполагающий использование в качестве жидкости разрыва кислоты, растворяющей карбонатный коллектор. Сейчас «Газпром нефть» осваивает на ОНГКМ более эффективный многостадийный кислотно-проппантный гидроразрыв, применение которого более чем на 50% повышает продуктивность скважин.

Добыча нефти из карбонатных коллекторов
Добыча нефти из карбонатных коллекторов

Еще одна передовая технология проведения МГРП — бесшаровая — позволяет не только повышать нефтеотдачу, но и проводить исследования внутри скважины и, что крайне важно, повторный ГРП.

При повторном ГРП изоляция трещин, созданных предыдущим гидроразрывом, ведется специальным химическим составом. Впервые в компании операция повторного многостадийного гидроразрыва была проведена на Вынгапуровском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» в ЯНАО.

В 2018 году на Арчинском месторождении (Томская область) была проведена операция повторного гидроразрыва пласта с использованием специальных химических веществ и полимеров нового поколения. Дальнейшее тиражирование технологии может увеличить до 50% объем добычи нефти на месторождениях с карбонатными залежами, которые составляют более 40% извлекаемых запасов компании.

Повысить эффективность МГРП дает возможность использование современных цифровых технологий. В 2018 году Научно-Технический Центр «Газпром нефти» в составе российского консорциума разработал первый отечественный цифровой продукт, способный моделировать процесс формирования трещин гидроразрыва пласта для увеличения добычи нефти.

По предварительным оценкам, технология позволит на 10-20% точнее воспроизводить характеристики трещин при моделировании подземных операций. Это обеспечит до 5% прироста добычи углеводородов с каждой скважины. В создании цифрового инструмента моделирования ГРП вместе с «Газпром нефтью» участвовали специалисты Московского физико-технического института, Сколтеха, Санкт-Петербургского политехнического университета и Института гидродинамики.

Разработка
баженовских горизонтов

Бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта — основная технология при добыче сланцевой нефти, в том числе и близкой к ней по условиям залегания нефти баженовской свиты. Согласно современным представлениям о геологическом строении бажена, в нем выделяют два основных блока пород: это нефтематеринские породы, содержащие кероген (полимерные органические материалы, которые расположены в таких породах, как нефтеносные сланцы) и породы-пропластки, содержащие легкую нефть. Причем, последние составляют всего порядка 30% от всей толщины бажена. Столь сложный состав требует особых технологий проведения МГРП, одна из них — рlug & perf.

Пласт вскрывается с помощью гидропескоструйной перфорации, причем в рамках одной стадии разрыва делается сразу несколько отверстий, что позволяет создавать сеть трещин, а не одну магистральную трещину, как при обычном ГРП. Стадии разрыва разделяются специальными композитными пробками.

Видео: Технологии для разработки Баженовской свиты
Видео: Технологии для разработки Баженовской свиты
Особенности проведения гидроразрыва пласта (ГРП) в баженовской свите
Особенности проведения гидроразрыва пласта (ГРП) в баженовской свите

«Газпром нефть» на Пальяновской площади Красноленинского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе первой в России реализовала весь цикл технологических решений, применяемых в мировой нефтегазовой отрасли для разработки сланцевой нефти. В частности, было выполнено закрепление горизонтального участка скважины эластичным цементом, позволяющим обеспечить надежную изоляцию создаваемых трещин друг от друга. После этого на скважине был проведен МГРП с высокими скоростями закачки технологической жидкости. Такое сочетание хорошей изоляции и высоких скоростей закачки жидкости ГРП дает возможность создавать интенсивную сеть трещин по всей длине горизонтального ствола, тем самым увеличивая объем углеводородов, вовлекаемых в разработку.

№1
«Газпром нефть» первой в России реализовала весь цикл технологических решений, применяемых в мировой нефтегазовой отрасли для разработки сланцевой нефти

Однако комплексных эффективных технологий, позволяющих организовать рентабельную добычу баженовской нефти в промышленных масштабах в мире пока не существует. Их разработкой занялась «Газпром нефть», создав на территории Ханты-Мансийского автономного округа Технологический центр «Бажен». В одиночку решить такую масштабную задачу не в силах ни одна, даже самая мощная компания, поэтому Центр стал уникальной площадкой, объединившей нефтяные компании, производителей оборудования и разработчиков инноваций. В мае 2017 года Проект получил статус национального.

Газовые и химические методы увеличения нефтеотдачи

Одно из направлений Технологической стратегии «Газпром нефти» — поиск и внедрение методов увеличения нефтеотдачи, позволяющих максимизировать эффективность разработки месторождений. Ставка в первую очередь делается на газовые и химические МУН.

В первом случае газ закачивается в пласт, растворяется в нефти, снижая ее вязкость и увеличивая объем, и тем самым выталкивает нефть. Такая технология может не только увеличивать коэффициент извлечения нефти, но и способствовать утилизации попутного нефтяного газа.

0 %
нефти, оставшейся после применения традиционных методов добычи, позволяет мобилизовать щелочно-ПАВ-полимерное заводнение
Газовые и химические методы увеличения нефтеотдачи
Газовые и химические методы увеличения нефтеотдачи

В области применения химических МУН компания сосредоточилась на технологии щелочно-ПАВ-полимерного заводнения (АСП). Ее принцип — поочередная закачка в пласт щелочи, поверхностно-активных веществ и полимеров. Щелочь помогает снизить абсорбцию идущих следом дорогих составляющих, ПАВы действуют как мыло, уменьшая поверхностное натяжение нефти и отмывая ее от породы, полимеры вытесняют нефть.

На Салымской группе месторождений в рамках опытно-промышленной эксплуатации запущена установка смешения компонентов АСП мощностью 1000 м3/сутки. Коэффициент извлечения нефти на пилотном участке составил 69%, что почти вдвое превышает средние показатели в российской нефтяной отрасли.

 

Однако эффективность этого метода серьезно ограничена высокой стоимостью полимерно-активных веществ, которые пока в России не производятся. Для решения проблемы «Газпром нефть» с партнерами («Салым Петролеум Девелопмент», «Норкем» и Тюменский государственный университет) запустила проект «РосПАВ», нацеленный на создание эффективной смеси для производства в России.

В рамках проекта впервые в России синтезированы 11 новых ПАВ, способных заменить зарубежные аналоги. Успешное окончание испытаний позволит компании перейти к промышленному внедрению технологии в Западной Сибири. По предварительным расчетам, при ее реализации на 10 крупнейших объектах компании дополнительная добыча нефти составит 172 млн т.

Программное обеспечение для повышения эффективности разработки месторождений

В рамках программы IT-сопровождения нефтедобычи в «Газпром нефти» разработано несколько инновационных программных комплексов. Один из них — «Шахматка и Техрежим», позволяет хранить в единой базе данных информацию со скважин, а также формировать технологический режим их работы на определенный период, контролировать отклонения от него, рассчитывать потенциал и выявлять скважины, требующие ремонта или оптимизации производственного процесса.

Такие функции, как учет работы скважинного оборудования, сигнализация об отклонениях в его функционировании, формирование рейтинга надежности, реализованы в рамках программного решения «Мехфонд».

Видео: Электронная разработка активов «Газпром нефти» - цифровые технологии в нефтедобыче
Видео: Электронная разработка активов «Газпром нефти» - цифровые технологии в нефтедобыче