В «Газпром нефти» внедряются новые технологии повышения эффективности выработки запасов

Совещание по выравниванию профилей приемистости в Научно-техническом центре «Газпром нефти»

Специалисты предприятия «ПрогрессНефтеСервис» проводят операции по ВПП на Вынгапуровском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»

Оператор компании «Химеко-ГАНГ» наблюдает за проведением процедуры выравнивания профилей приемистости

В «Газпром нефти» внедряются новые технологии повышения эффективности выработки запасов.

Текст: Вячеслав Калинин

Фраза о том, что «легкой нефти» в России нет, да и в мире ее практически не осталось, звучит сегодня на любом отраслевом форуме, где собираются представители нефтяных компаний, чтобы обсудить современные проблемы нефтедобычи. В этом смысле условия работы «Газпром нефти» — не исключение. Продуктивные пласты на месторождениях компании характеризуются высокой неоднородностью, низкой нефтенасыщенностью и проницаемостью, наличием обширных водонефтяных зон. При этом более 72% остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) промышленной категории составляют трудноизвлекаемые углеводороды. Основные запасы нефти сосредоточены в пластах, отличающихся высо кими значениями прерывистости и расчлененности (52% ОИЗ), а также в низкопроницаемых коллекторах — 26% ОИЗ. В таких условиях задачу повышения нефтеотдачи невозможно решить без применения современных технологий. Один из методов — выравнивание профилей приемистости (ВПП).

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПОДХОД

ВПП достаточно широко применяется всеми нефтедобывающими компаниями. Суть метода — в закачке реагентов (растворов полимер-минеральной смеси, гелеобразующих полимерных и гельдисперсионных составов) в продуктивный пласт. Растворы заполняют пропластки (нефтенасыщенные породы, из которых состоит продуктивный пласт), тем самым создавая необходимый уровень гидроизоляции, который позволяет перенаправить потоки воды в пласте в нужном направлении, что, в свою очередь, обеспечивает дополнительный приток нефти.

В зависимости от структуры и особенностей пород в пласт закачивается от 300 до 1500 кубометров растворов. Определяющий показатель для оценки эффективности операций ВПП — период реагирования скважины на произведенную обработку.В среднем за период реагирования, который может длиться от двух-трех месяцев до года, одна обработка обеспечивает дополнительную добычу нефти в 600–1000 тонн. При этом значительно сокращается объем попутно добываемой воды.

По опыту российских ВИНК выравнивание профилей приемистости позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) на 2–5 долей единиц от утвержденного в Госкомитете по запасам РФ. Однако эффективность использования этого метода напрямую зависит от применяющихся технологий. В малом инновационном предприятии «Химеко-ГАНГ», созданном при Российском университете нефти и газа им. Губкина, с которым активно сотрудничает «Газпром нефть», считают оптимальным использование комплексной технологии последовательной закачки различных составов, каждый из которых воздействует на пропластки, или пласты с определенными фильтрационно-емкостными свойствами. «Закачивая в скважину несколько составов в различных комбинациях, мы добиваемся максимального выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины в сильно неоднородных пластах, что в итоге дает дополнительную добычу нефти», — пояснил директор по технологиям «Химеко-ГАНГ» Дмитрий Елисеев.

Действительно универсальных решений, одинаково эффективных для любого месторождения, нет. «С места проведения обработки скважин ежедневно направляются подробные сводки, информация анализируется и обобщается, в специализированных лабораториях проводятся исследования керна, — рассказал главный специалист блока технологий Научно-технического центра „Газпром нефти“ Андрей Громан. — По результатам этой работы принимается решение о внедрении наиболее эффективной технологии ВПП для каждого месторождения».

ОТ НОЯБРЬСКА ДО ТОМСКА

Операции по выравниванию профилей приемистости в 2010 году активно проводились во всех основных добывающих предприятиях компании. Что касается организации процесса, то выполнением всего комплекса работ занимаются специализированные сервисные предприятия, выбираемые на основе тендеров. В свою очередь их работу контролируют инженеры-супервайзеры, сопровождающие процедуры проведения операций ВПП на каждой конкретной скважине.

По информации начальника службы по повышению нефтеотдачи пластов «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» Романа Долгополова, операции по выравниванию профилей приемистости ведутся на Вынгапуровском, Пограничном, Холмогорском и Карамовском месторождениях. До конца 2010 года планируется обработать 170 нагнетательных скважин. В «Муравленковскнефти» о бра ботки скважин методом ВПП активно ведутся на Сугмутском, Суторминском, Крайнем, Еты-Пуровском и Вынгаяхинском месторождениях. «За первое полугодие 2010 года проведено 125 об работок, до конца года запла нировано провести еще 98 операций», — сообщил начальник службы по повышению нефтеотдачи «Муравленковскнефти» Рустэм Усманов.

На Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» и на Крапивинском месторождении «Газпромнефть-Востока» за шесть месяцев 2010 года проведена 201 обработка по выравниванию профилей приемистости.

ВЫРАВНИВАНИЕ НА ДОЛГОСРОЧНОЙ ОСНОВЕ

Итогом совместной работы специалистов «Газпромнефть НТЦ», добывающих предприятий «Газпром нефти» и представителей сервисных компаний по развитию метода ВПП стало создание программы «Проведение работ по выравниванию профилей приемистости на нагнетательных скважинах месторождений ОАО „Газпром нефть“ на 2011–2013 годы». Выйти на долгосрочное планирование проведения операций ВПП позволили положительные результаты применения метода в дочерних обществах компании. По мнению Дмитрия Елисеева, с точки зрения сервисных компаний разработка такой программы выводит работу по проведению операций ВПП на совершенно новый качественный уровень. Планирование деятельности на несколько лет вперед позволяет целенаправленно заниматься развитием технологий, вкладывая инвестиции в обновление оборудования и разработку реагентов нового поколения. Руководитель блока технологий «Газпромнефти НТЦ» Кирилл Стрижнев также уверен, что трехлетний срок реализации программы оптимален для создания, испытания и внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи.«В соответствии с программой специалисты НТЦ совместно с сервисными компаниями и нефтедобывающими предприятиями проведут опытно—промышленные работы по нескольким новым технологиям, — сообщил он. — В частности, продолжатся работы по разработке технологии ВПП для применения в низкопроницаемых участках нефтяных пластов с крайне низкой приемистостью, а так же по созданию технологии установки потокоотклоняющих экранов в удаленной зоне пласта. Кроме того, запланированы опытно— промышленные испытания термогеля для закачки в пласт, внедрение технологии полимерной суспензии».

Это технологии будущего. А если говорить о настоящем, то за последние три года на месторождениях компании проведено более тысячи операций на нагнетательных скважинах по технологии ВПП, дополнительно получено более 800 тыс. тонн нефти, при этом добыча попутной воды сокращена более чем на 7,6 млн тонн.