Теория и практика

Теория и практика

Специалисты «Газпромнефть НТЦ» испытывают инновационные технологии нефтедобычи в реальных условиях.







Специалисты «Газпромнефть НТЦ» испытывают инновационные технологии нефтедобычи в реальных условиях.

Текст: Вячеслав Калинин

Повышение эффективности разработки месторождений — важнейшая задача всех нефтекомпаний. Актуальность проблемы подтверждает статистика: в среднем коэффициент извлечения нефти (КИН) по российским месторождениям составляет 30–35%. Повышение КИНа лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн тонн нефти в год. Полномасштабное использование современных технологий позволяет довести КИН до 50–70%. Для «Газпром нефти», доля истощенных месторождений в эксплуатируемом фонде которой сегодня достаточна велика, проблема повышения коэффициента нефтеизвлечения крайне актуальна. Значит, нужны новые методы или серьезное совершенствование традиционных способов работы. Однако любые инновационные технологические проекты, даже скрупулезно проработанные теоретически и воплощенные в моделях, требуют практической апробации непосредственно на месторождениях.

Весенне-летний период — время для масштабных опытно-промышленных работ (ОПР). В 2011 году специалисты «Газпромнефть НТЦ» решили сосредоточить усилия на двух перспективных проектах: новых методах заводнения с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ) и испытании комплекса технологий в области ремонтно-изоляционных работ (РИР). Экспериментальная площадка — месторождения «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Муравленковскнефти» Весенне-летний период — время для масштабных опытно-промышленных работ (ОПР). В 2011 году специалисты «Газпромнефть НТЦ» решили сосредоточить усилия на двух перспективных проектах: новых методах заводнения с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ) и испытании комплекса технологий в области ремонтно-изоляционных работ (РИР). Экспериментальная площадка — месторождения «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Муравленковскнефти»

АКТИВНОЕ ВЫТЕСНЕНИЕ

Заводнение нефтяных месторождений с использованием сетки нагнетательных скважин — «фирменный прием» отечественных нефтяников еще с советских времен, причин полностью отказываться от этого метода вытеснения нефти из продуктивного пласта нет и в ХХI веке. Тем более что технологические новшества позволяют существенно его усовершенствовать.

Опытно-промышленные работы по заводнению с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ) ведутся на Вынгапуровском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» с 2010 года. Технология относится к категории химических методов воздействия на нефтенасыщенный пласт, ПАВ — это специальный эмульсионный состав, который вымывает нефть, остающуюся в порах породы после заводнения.

Моделирование фильтрации растворов ПАВ «СНК-1» в условиях Вынгапуровского месторождения, проведенное в 2009 году в лабораториях Санкт-Петербургского государственного горного института, показало высокую эффективность при вытеснении защемленной нефти. Для работ по ПАВ-заводнению был выбран опытный участок Вынгапуровского месторождения в районе, остаточные запасы которого оцениваются в 95 тыс. тонн нефти. Обводненность по скважинам участка составляла от 16 до 97%, что указывало на неравномерность выработки запасов.

По словам главного специалиста блока строительства скважин и внутрискважинных работ «Газпромнефть НТЦ» Андрея Громана, проведение работ по закачке раствора ПАВ было разделено на два этапа: закачка первой оторочки в объеме 20 тыс. м3 в декабре-январе 2010–2011 годов и закачка второй оторочки (17,5 тыс. м3) в марте– апреле 2011 года.

Результат — дополнительно добыто около 4 тыс. тонн нефти. По ряду реагирующих скважин, например скважины №1360, достигнут дополнительный ежесуточный прирост добычи в 5–6 тонн нефти.

Промежуточный итог опытно-промышленных работ планируется подвести в ноябре нынешнего года, но уже сейчас можно сделать вывод: ПАВ-заводнение имеет шансы стать одной из перспективных технологий повышения нефтеотдачи на обводненных месторождениях компании.

ИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ СКВАЖИНЫ

По информации начальника отдела технологий капитального ремонта скважин «Газпромнефть НТЦ» Алексея Олюнина, на месторождениях осложненного фонда «Ноябрьскнефтегаза» и «Муравленковснефти» проводится комплекс опытно-промышленных испытаний в области ремонтно-изоляционных работ. Испытывают новые тампонажные составы на углеводородной основе, методы ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, технологии гидромониторной перфорации продуктивного пласта. Обычно при прорыве воды от нагнетательных скважин по высокопроницаемым интервалам продуктивного пласта в пласт под давлением закачивают цементный раствор. Однако этот метод изоляции недостаточно эффективен, поэтому специалисты Научно-технического центра и сервисных компаний внедряют новые технологии — с использованием составов на углеводородной основе. Они были опробованы в ходе ремонтно-изоляционных работ на четырех скважинах Сугмутского месторождения. По результатам проведенных ОПР приток жидкости снизился в два раза, с 677 до 390 кубометров в сутки, а дебит нефти вырос с 27,4 до 39 тонн в сутки.

Усовершенствованная технология по устранению негерметичности эксплуатационной колонны была успешно испытана в первом квартале 2011 года на скважине №1270 Вынгапуровского месторождения: устранялись сразу три интервала негерметичности. Последовательная закачка 5–10 м3 тампонажного состава на основе акриловых полимеров обеспечила полную герметичность эксплуатационной колонны. На опытной скважине был успешно проведен запланированный гидроразрыв пласта. Дополнительный прирост дебита нефти составил в среднем около 40 тонн в сутки. Перспективной специалисты считают и новую технологию перфорации продуктивного пласта. Обычно для вскрытия пласта после бурения применяется кумулятивная перфорация: в скважине на уровне нефтенасыщенного пласта производится направленный подрыв взрывчатого вещества. Способ считается надежным, но в процессе кумулятивного воздействия происходит разрушение цементного камня в интервале перфорации, возникает дополнительное сопротивление, которое может воспрепятствовать притоку нефти.

«Газпромнефть НТЦ» вместе с подрядными организациями с 2010 года проводят испытания процедуры перфорации с помощью гидромониторных насадок. Вода под высоким давлением прорезает в эксплуатационной колонне канал необходимого диаметра, фактически не повреждая на большой площади цементную оболочку. Из трех опытных скважин, задействованных в эксперименте в 2010 году, на двух были получены положительные результаты. За лето 2011 года методом гидроперфорации планируется вскрыть еще семь добывающих и пять нагнетательных скважин. «Опытно-промышленные работы на осложненном фонде скважин позволяют совершенствовать действующие технологии, дают возможность отбирать наиболее эффективные из предлагаемых нам проектов, ведут к разработке новых технологий», — оценил значение «полевых испытаний» главный специалист управления внутрискважинных работ по РИР «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» Юрий Коваленко.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ