Технологии добычи нефти и газа — ПАО «Газпром нефть»

Программа «Газпром нефти» против COVID-19

Подробнее

Технологии добычи нефти и газа

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. Около 40% 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. По уровню сложности и уникальности высокотехнологичные скважины Тазовского НГКМ приравниваются к морским.

60 % 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). 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, где в 2019 году был построен уникальный для отрасли «фишбон» с восемью боковыми стволами. Протяженность по продуктивному стволу составила 5,1 км, общая проходка — 9,1 км.

Заметную роль процессе бурения сегодня играет применение цифровых инструментов. Научно-Технический Центр «Газпром нефти» разработал первую в отрасли самообучающуюся программу для оптимизации затрат при строительстве сложных горизонтальных скважин. Инновационная технология помогает инженерам компании в режиме реального времени по косвенным параметрам уточнять геологию пласта и, при необходимости, принимать решение о корректировке траектории бурения.

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.

На Оренбургском месторождении, характеризующимся высокой вязкостью нефти, которая залегает в карбонатных коллекторах с низкой проницаемостью и низкой температурой пласта, применяются методы кислотного и кислотно-проппантного гидроразрыва пласта. В качестве жидкости разрыва используется кислота, растворяющая карбонатный коллектор, что более чем на 50% повышает продуктивность скважин.

30 -стадийный гидроразрыв пласта, проведенный на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» — рекордный для России. В 2020 году «Газпром нефть» впервые провела 30-стадийный ГРП в пластах баженовской свиты на Пальяновском месторождении в Югре
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.

На Арчинском месторождении (Томская область) при проведении повторного гидроразрыва пласта использовались специальные химические вещества и полимеры нового поколения. На Южно-Приобском месторождении в ХМАО в 2019 году впервые был проведен высокотехнологичный гидроразрыв пласта с использованием смеси на основе полиакриламида. Применение синтетического полимера позволило увеличить длину трещин на 15%, что повысило нефтедобычу до 20% со скважины.

Традиционный МГРП с использованием традиционной шаровой компоновки Традиционный МГРП с использованием традиционной шаровой компоновки
Повторный МГРП с химическим отклонением Повторный МГРП с химическим отклонением
Повторный МГРП. Механический способ Повторный МГРП. Механический способ
Повторный МГРП с муфтами, которые можно закрывать и открывать многократно Повторный МГРП с муфтами, которые можно закрывать и открывать многократно

Разработка баженовских горизонтов

Бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта — основная технология при добыче нетрадиционных углеводородов баженовской свиты. Согласно современным представлениям о геологическом строении бажена, в нем выделяют два основных блока пород: это нефтематеринские породы, содержащие кероген (полимерные органические материалы) 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.

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 таких видов нетрадиционной 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.

«Газпром нефть» первой в России реализовала весь цикл технологических решений
№1
«Газпром нефть» первой в России реализовала весь цикл технологических решений, применяемых в мировой нефтегазовой отрасли для разработки таких видов нетрадиционной нефти
Пальяновская площадь Красноленинского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе Пальяновская площадь Красноленинского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе
Моделирование трещин для проведения МГРП на Пальяне производилось специалистами Научно-технического центра «Газпром нефти» Моделирование трещин для проведения МГРП на Пальяне производилось специалистами Научно-технического центра «Газпром нефти»

В 2019 году «Газпром нефть» успешно протестировала новый метод увеличения нефтеотдачи на баженовской свите с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на основе ксантановой камеди. Применение новой технологии обеспечило рост добычи углеводородов на 66% со скважины.

Технологий рентабельной добычи «трудной» баженовской нефти сегодня не существует. С учетом колоссальных запасов свиты и на фоне истощения традиционных месторождений поиск «ключей» к бажену является задачей общероссийского масштаба. Дочернее общество «Газпром нефти» — Центр индустриальной интеграции «Газпромнефть-Технологические партнерства» (прежнее название — Технологический центр «Бажен») — является оператором национального проекта России по разработке технологий для освоения свиты. С запуска проекта в 2017 году предприятие сумело практически вдвое сократить стоимость добычи баженовской нефти — с 30 тысяч рублей за тонну на старте проекта в 2017 году до 16 тысяч рублей за тонну в 2019-м. Начать промышленную разработку свиты планируется уже в 2021 году.

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.

90 % 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.