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 сегодня превышает 50%. Один из ключевых методов интенсификации добычи — бурение горизонтальных скважин, существенно увеличивающих поверхность притока и, следовательно, производительность.

Еще одна технология интенсификации добычи — бурение многоствольных скважин, что позволяет увеличить зону охвата пласта. Первая на полуострове Ямал эксплуатационная двуствольная скважина с протяженностью горизонтальных стволов по 1000 м была построена на Новопортовском месторождении. Общая протяженность скважины составила 4600 м.

Более 0 %
составляет 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 осваивается 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

В частности, при разработке сложных низкопроницаемых коллекторов стала очевидна недостаточная эффективность стандартного МГРП, при котором каждая новая зона разрыва отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров уменьшается от зоны к зоне и не позволяет провести более 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. Новый вид компоновки — бесшаровый таких ограничений не имеет.

При проведении бесшарового МГРП в качестве изолятора используются многоразовые уплотняющиеся «подушки» — пакеры, которые увеличиваются в размере при сдавливании и отделяют зоны с уже проведенными гидроразрывами. После выполнения работ пакер возвращается к исходному размеру, и оборудование транспортируется к следующему порту.

Традиционный МГРП с использованием традиционной шаровой компоновки
Традиционный МГРП с использованием традиционной шаровой компоновки

В июле 2016 года по бесшаровой технологии на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» был проведен рекордный для России 30-стадийный гидроразрыв пласта. Бесшаровая технология не только позволяет 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. По данным Schlumberger, операция с подобными технологическими характеристиками проводилась на традиционных коллекторах впервые не только в российской, но и в мировой практике.

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.

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

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.

В марте 2016 года на Салымской группе месторождений в рамках опытно-промышленной эксплуатации запущена установка смешения компонентов АСП мощностью 1000 м3/сутки. Химическое заводнение позволяет мобилизовать до 90% нефти, оставшейся после применения традиционных методов добычи.

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».

В рамках реализации комплексной программы изучения баженовской свиты, специалисты «Газпром нефти» совместно с учеными Московского физико-технического института (МФТИ) разработали программное обеспечение, позволяющее максимально эффективно рассчитывать элементы гидроразрыва пласта в залежах с нетрадиционными нефтегазовыми запасами.

Это единственный в мире IT-продукт, созданный для работы с баженовскими горизонтами. Программа позволяет смоделировать форму трещины в пласте (длину, толщину, ширину и другие геометрические характеристики), а также оценить объем добываемой нефти из такой скважины. Для моделирования используются сложнейшие математические и физические модели, которые учитывают влияние десятков факторов.