USD 74.1586

+0.73

EUR 87.2253

-0.06

BRENT 43.45

-0.41

AИ-92 43.35

+0.01

AИ-95 47.59

0

AИ-98 53.01

+0.01

ДТ 47.89

+0.02

9 мин
175
0

Дожать до конца

Основным нефтедобывающим регионом России с 70-х гг. ХХ века выступает Западная Сибирь, где до сих пор страна получает около 60% нефти. Месторождения уже сильно истощены, тем не менее, их остаточные нефтяные запасы даже сейчас превышают 20 млрд тонн. Но извлечь эту нефть не так-то просто. Чтобы “дожимать” “черное золото”, оставшееся в недрах, нефтяникам приходится не только разбуривать новые участки, но и прибегать ко все более сложным и технологичным методам, позволяющим увеличить нефтеотдачу и повысить дебит скважин

Как ноябрьские нефтяники добычу спасали

В этот отношении показательна история АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (“Газпромнефть-ННГ”). Сейчас это структурное подразделение ПАО “Газпром нефть”, а в 1980-х гг. это было из крупнейших добывающих предприятий СССР - “Ноябрьскнефтегаз”, которое вело разработку нескольких месторождений в ХМАО и ЯНАО, в том числе Холмогорском, Вынгапуровском, Суторминском.

В 1989 г. ННГ вышел на пик добычи - 41,2 млн тонн нефти. Но после этого производство нефти стало стремительно падать. Распад СССР и хозяйственная разруха усугубляли положение. В 1999 г. предприятие получило всего 16,3 млн тонн нефти.

“Ноябрьскнефтегаз”, к тому времени вошедший в состав “Сибнефти”, начал программу по поддержанию добычи на браунфилдах. Стали проводить химическую обработку скважин и гидроразрыв пласта (ГРП), активнее применять метод зарезки бокового ствола (ЗБС) и повторного вскрытия пласта. Началось сотрудничество с лидерами мирового нефтесервиса Schlumberger, Halliburton и Baker Hughes. В самой компании было выделено управление повышения нефтеотдачи и ремонта скважин, чтобы улучшить организацию геолого-технических мероприятий (ГТМ). В соответствии с новыми задачами стал обновляться технический парк, началась переподготовка кадров.

Нефтедобыча “Ноябрькнефтегаза” резко пошла вверх, и в 2004 г. достигла 34,41 млн тонн (правда, тут сказался и ввод новых месторождений). Но затем показатель снова стал падать - в том числе из-за “увлеченности” компании новыми методами разработки. В особенности “Сибнефть-ННГ” критиковали за применение ГРП, сразу после которого дебит скважины резко возрастает, но через некоторое время падает из-за быстрого заводнения продуктивного пласта. Но тогдашние собственники “Сибнефти” думали не о перспективах – они готовили компанию к продаже.

После перехода "Сибнефти" под контроль "Газпрома" добыча “Ноябрькнефтегаза” продолжала снижаться. Но были приняты новые программы, а само ноябрьское предприятие реорганизовано (в самостоятельную производственную единицу выделили филиал "Газпромнефть-Муравленко"). Наконец, в 2014 г. добыча “Ноябрькнефтегаза” выросла почти на 3 млн тонн - до 9,8 млн тонн н.э. Как сообщала компания, результат был получен благодаря новым горизонтальным скважинам, работе с базовым фондом, повышению качества ГТМ (дополнительная добыча от ГТМ была оценена в 1,1 млн тонн). В 2015 г. компания добыла 9,72 млн. тонн н.э., в 2016 г. - 9,94 млн тонн.

Достать до горизонта

Большая роль в восстановлении добычи “Ноябрьскнефтегаза” как в 2000-е, так и в последние годы, принадлежит бурению высокотехнологичных скважин - горизонтальных и многоствольных. Такие скважины позволяют значительно увеличивают поверхность притока, что дает рост производительности скважины.

Сегодня горизонтальные скважины бурят все крупные российские нефтекомпании, но эта ситуация сравнительно недавняя. В “Ноябрьскнефтегазе” “горизонталки” стали появляться с конца 1990-х на старых месторождениях (в частности, на Вынгапуровском), а также на новых участках. Так, на Яранейском месторождении (запущено в 1999 г.) горизонтальное бурение началось с первых лет его эксплуатации: из-за особенностей строения его пластов это месторождение невозможно было освоить старыми способами. Некоторые скважины бурились для вскрытия сразу нескольких пластов. А в июле 2006 г. на этом месторождении заработала “рекордсменка”: пробуренная горизонтальным способом 902-я скважина, которая дала начальный дебит в 1023 тонны нефти в сутки (а ожидалось меньше 300 тонн).

В “Ноябрьскнефтегазе” бурят и горизонтальные “двустволки”, хотя такие скважины строятся реже, чем обычные “горизонталки”. Первая такая скважина была пробурена в 2003 г. специалистами немецкой Deutag на Спорышевском месторождении, при этом каждый ствол составлял по нескольку сотен метров. Дебет скважины составил около 500 тонн нефти в сутки.

Горизонтальное бурение активно применяется и при зарезке боковых стволов - таким образом дается “вторая жизнь” старым скважинам. По сравнению с бурением новых этот метод менее затратен, поскольку не нужно делать отсыпку и обустройство новых кустов.

В настоящее время доля горизонтальных скважин в новом бурении “Газпромнефти-ННГ” стала превалирующей. По данным компании, если еще в 2011 г.  две трети новых скважин приходилось на наклонное бурение, то в 2016 г. из 85 новых скважин 72 - горизонтальные.

Идут на разрыв

Добыча на старых месторождениях сегодня не обходится без ГРП. Гидроразрыв пласта проводят, чтобы создать искусственные или расширить естественные трещины в пласте и, таким образом, увеличить его продуктивность. Для этого в пласт под большим давлением закачивают вязкие жидкости. Эти же жидкости транспортируют в образовавшиеся трещины проппант - специальный материал, который расклинивает трещины. После этого место ГРП очищают от жидкостей разрыва. Этот метод позволяет резко увеличить дебит скважины - иногда в несколько раз.

Первый ГРП “Ноябрьскнефтегаз” провел в июне 1995 г. на скважине № 459 Карамовского месторождения. Тогда гидроразрыв использовали, чтобы пре­одолеть призабойную зону, загрязненную буровым раствором и “выйти” на чистый пласт. Технология разивалась, и ГРП стал применяться для “оживления” старых скважин, увеличения нефтеотдачи на действующем фонде, а также для разработки низкопроницаемых залежей, сложнопостроенных или неоднородных пластов. Сначала гидроразрыв применяли в наклонно-направленных скважинах, а затем и на “горизонталках”.

Гидроразрывы, как правило, проводятся на низкопроницаемых плотных пластах, в которых нефтяной и водоносный горизонты хорошо отделены глинистыми перемычками (если зацепить аквифер, то скважина может быть полностью потеряна). Поэтому в "Газпромнефть-ННГ" технология наибольшее применение получила на Вынгапуровском месторождении - на один из его пластов приходится 90% гидроразрывов, проводимых компанией. Применять этот метод на других участках компании из-за их геологического строения нецелесообразно.

С 2010 г. в “Газпром нефти” стали внедрять технологию многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах. Первая такая скважина заработала в конце 2011 г. на Вынгапуровском месторождения. В 2014 г. МГРП провели уже на 131 скважине компании.

Кроме того, ноябрьские нефтяники стали применять МГРП при зарезке горизонтальных боковых стволов реконструируемых скважин. На 2014 г. многостадийные гидроразрывы на боковых стволах составляли почти три четверти от общего числа ГРП на фонде скважин после ЗБС.

Постоянно растет и число разрывов при МГРП. В июне 2013 г. на Вынгапуровском месторождении было проведена операция МГРП в восемь стадий - впервые для всей "Газпром нефти". В сентябре того же года на Вынгапуре был проведен рекордный на тот момент для России десятистадийный ГРП. Скважина была пробурена на глубину в почти 4,5 тыс. м, а ее километровый горизонтальный отрезок скважины был проведен в четырехметровый (!) по толщине пласт. Эффективная горизонтальная длина скважины достигла при этом 90%. Суточный дебит скважины превысил 135 тонн - примерно на треть выше результатов, полученных на “горизонталках” с меньшим числом стадий гидроразрыва.

В том же году “Газпромнефть-ННГ” первым в России провел и четырехстадийный ГРП при при зарезке боковых стволов (поэтому на базе именно этой “дочки” был создан Центр компетенций “Газпром нефти” по выработке запасов с помощью ЗБС). Эта технологию компания стала применять при начатой в 2013 г. разработке ачимовских залежей.

Параллельно в “Газпром нефти” работают над технологией проведения повторного гидроразрыва пласта, который позволяет восстанавливать продуктивность скважин с проведенным ранее МГРП. Опытные работы велись на Вынгапуровском месторождении, где в апреле 2016 г. был проведен первый в России повторный МГРП. Развитие технологии будет продолжено в Ноябрьском регионе в сотрудничестве с Halliburton International GmbH - соответвующее соглашение с американской компанией “Газпром нефть” подписала на ПМЭФ-2017.

По данным компании, с 1995 по 2015 гг. на месторождениях “Ноябрьскнефтегаза" было произведено 4,8 тыс. операций ГРП.

Управляемое заводнение

В “Газпромнефть-ННГ” продолжают широко использовать традиционный метод интенсификации нефтяного притока - заводнение. Главный минус этого метода - он эффективен, главным образом, на новых месторождениях. Но зато заводнение обходится куда дешевле других способов вытеснения, поэтому нефтяники ищут способы применять его также на зрелых месторождениях.

Для повышения эффективности метода, в “Ноябрькнефтегазе” используется технологии управления заводнением. В его основе лежит точный расчет оптимального объема воды, необходимого для закачки в нагнетающие скважины для поддержания пластового давления. Расчет ведется на основе непрерывного мониторинга дебита добывающих скважин, для чего применяется специальный программный комплекс. Таким образом, поддерживается стабильная работа скважин, но при этом избегается преждевременное заводнение.

Также в “Газпромнефти-ННГ” применяется нестационарное заводнение, при котором повышение продуктивности добывающих скважин достигается за счет периодической остановки и возобновления закачки воды.

Ближайшие перспективы: третичные МУНы

Будущее в разработке браунфилдов лежит за новыми, так называемые третичными методами увеличения нефтеотдачи (МУНы), которые способны более качественно вытеснять нефть из пласта и увеличивать коэффициент извлечение нефти (КИН) на 5–20%. В “Газпром нефти” работают над внедрением, прежде всего, газовых и химических методов.

При газовом методе в пласт закачивается газ, который посредством растворения в нефти снижает ее вязкость и увеличивает объем, благодаря чему “черное золото” выталкивается в скважину.

Химических МУНов существует много, из них в “Газпром нефти” считают для себя оптимальной технологию щелочно-ПАВ-полимерного заводнения (ASP). При этом методе в пласт по очереди закачиваются щелочь (она уменьшает абсорбцию последующих оставляющих), ПАВы (снижают поверхностное натяжение нефти и отмывают ее от породы) и полимеры (“загущают” воду, способствуя лучшему вытеснению нефти). ASP позволяет получить до 90% “черного золота”, оставшегося после добычи традиционными методами. Одним из самых перспективных для применения этой технологии в компании считают Холмогорское месторождение “Ноябрьскнефтегаза”.

В апреле прошлого года "Газпром нефть" подписала соглашение с Wintershall Holding о сотрудничестве в области МУН. Разрабатывать оптимальную технологию «Газпром нефть» будет в сотрудничестве с Wintershall Holding (соглашение было подписано в 2016 г.). Промышленное внедрение запланировано с 2021 г.

Добыча в “цифре”

В современных условиях работа над повышением нефтедобычи подразумевает еще и соответствующие решения в сфере информационных технологий. В “Газпром-нефти” с 2012 г. реализуется проект "Электронная разработка активов" (ЭРА), который, естественно, охватывает и деятельность одного их важнейших добычных активов компании – "Газпромнефть-ННГ". На предприятии внедрена информационная система (ИС) «Шахматка», которая автоматически собирает со скважин данные о дебите, давлении, обводненности и по прочим параметрам. После проверки на достоверность вся информация собирается в единой базе данных. Этот процесс заменил устаревший ручной сбор данных с занесением в таблицу-”шахматку”.  

В одном комплексе с «Шахматкой» работает ИС «Техрежим”, направленная на управление добычи нефти. С помощью “Техрежима” формируется и контролируется технологический режим работы скважин, определяются скважины, которым нужен ремонт.

На базе названных выше ИС работает модуль по автоматизированному подбору скважин для ГТМ, который определяет рекомендуемый перечень мероприятий для каждой скважины, дебит которой следует повысить, а также прогнозирует результат. Причем расчет для одной скважины требует около 11 секунд. С помощью этого модуля компания снижает вероятность проведения малоэффективных ГТМ и уменьшает риски, связанные с человеческим фактором.

Сейчас в “Газпром нефти” реализуется новый масштабный проект - программа “Цифровое месторождение”. В 2016 г. первый этап внедрения был проведен в «Газпромнефть-ННГ» и еще двух добычных предприятиях “Газпром нефти”. Программа направлена на автоматизацию технологических процессов при одновременном совершенствовании сопутствующих бизнес-процессов, поиск возможных улучшений и их реализацию. В «Газпромнефть-ННГ» приоритет отдается управлению и совершенствованию процессов, связанных с добычей: поддержанию пластового давления, подъему жидкости, капитальному строительству скважин. На первом этапе проекта должен быть определен перечень возможных улучшений и ожидаемый от них экономический эффект. На следующем этапе будут сформированы циклы непрерывных улучшений, подобраны IT- и организационные решения, создан портфель проектов, включающий решения по ключевым областям улучшений на активах.

Факты:

  • 41,2 млн тонн нефти составил пик добычи Ноябрьскнефтегаз в 1989 г.
  • 9,94 млн тонн добыла компания Ноябрьскнефтегаз в 2016 г.
  • В 2016 г. из 85 новых скважин 72 были пробурены наклонно-направленным методом
  • С 2010 г. в “Газпром нефти” стали внедрять технологию многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах
  • В 2013 г. на Вынгапуровском месторождении было проведена операция МГРП в восемь стадий
  • 4,8 тыс. операций ГРП было произведено на месторождениях “Ноябрьскнефтегаза" с 1995 по 2015 гг.  



Статья «Дожать до конца » опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, Июль 2017)

Авторы:
Система Orphus