Все маршруты ведут в Китай
На встрече А. Миллера с председателем совета директоров CNPC В. Илинем был рассмотрен ход реализации проекта поставок газа из России в Китай по восточному маршруту (МГП «Сила Сибири-1»), а также перспективы поставок по западному маршруту (МГП «Сила Сибири-2», бывший МГП «Алтай»). Бренд «Сила Сибири» включает 3 проекта: МГП «Сила Сибири-1» – восточный маршрут, МГП «Сила Сибири-2» – западный маршрут, МГП «Сила Сибири-3» – дальневосточный маршрут, наиболее интересный китайцам из-за более короткого плеча доставки газа.
МГП «Сила Сибири-1» строится, МГП «Сила Сибири-2» обсуждается, о МГП «Сила Сибири-3» пока молчат. На переговоры давит ситуация на рынке. Сибирские газопроводы проектировались при высоких рыночных ценах на газ, и на стоимости газопроводов не экономили. Стоимость 1 км заявлена существенно выше среднемировых. При высокой стоимости газа в контрактной цене можно было размыть высокую стоимость МГП. При падении цен на газ рентабельность МГП, вероятно, сильно упала, и высокая стоимость МГП обнажилась. Самое простое в этой ситуации, обеспечить выполнение проекта МГП «Сила Сибири-3», стоимость доставки газа в котором будет существенно ниже.
Также главы компаний обсудили итоги совместной проработки проектов в области хранения газа и подписали соглашение о геолого-техническом изучении создания ПХГ.
В рамках документа будет проведена оценка геологических, технологических и экономических условий создания подземных хранилищ газа на базе месторождения Шэншэнь (провинция Хэйлунцзян), в соляных кавернах Чучжоу (провинция Цзянсу), в водоносных пластах Байцзю (провинция Цзянсу), а также на новых перспективных площадях.
Как отметил А. Миллер по итогам переговоров, стратегическое партнерство Газпрома с CNPC поступательно развивается.
Добыча из подгазовых залежей
Газпром нефть создала программу по развитию технологий разработки подгазовых залежей. Это позволит вовлечь в разработку 215 млн т нефти.
Суммарные извлекаемые запасы нефти и газового конденсата в подгазовых залежах Газпром нефти превышают 500 млн т. Из них порядка 300 млн т можно добыть с применением текущих технологий. Остальные 200 млн т нефти позволят извлечь проекты новой технологической программы. В частности, работа с этими запасами требует эффективного управления притоком газа к нефтяным скважинам и повышения КИН при высоком содержании газа.
Новая программа разработана сотрудниками Газпромнефть НТЦ и включает в себя 13 технологических проектов.
Крупные запасы подгазовых залежей содержат Новопортовское НГКМ и Мессояхские НГМ, которые были выбраны в качестве пилотных для внедрения новых технологий.
Для интенсификации добычи нефти Газпром нефть также развивает и новые технологии ГРП, поскольку традиционные методы не могут применяться в этих залежах из-за возможного притока газа к нефтяным скважинам.
Двухствольные горизонтальные скважины Газпромнефть-Ямала
Газпром нефть применила на Новопортовском месторождении новую технологию строительства многоствольных скважин. Это позволило увеличить КИН и повысить эффективность разработки месторождения. Многоствольная скважина имеет вертикальный ствол, от которого забуривается несколько боковых. При этом пересечение основного ствола с ответвлением должно быть выше продуктивного слоя. Благодаря такой технологии можно открывать новые продуктивные горизонты, продолжая бурение имеющихся скважин.
Технология предусматривает закрепление в каждом горизонтальном стволе скважины металлической трубы, т.н. хвостовика, чтобы предотвратить осыпание породы и потерю пробуренного ствола в процессе его эксплуатации.
Длина каждого ствола первой двухствольной скважины составила 1000 м. Начальный дебит был зафиксирован на уровне более 400 т/сутки нефти. Сегодня на Новопортовском месторождении функционирует уже 5 подобных скважин, при этом каждая новая бурится значительно быстрее предыдущей, что сокращает ее стоимость. В результате специалистам удалось достигнуть рекордной по компании скорости бурения многоствольных скважин – 5,87 суток/1000 м, что сопоставимо с лучшими результатами по бурению одноствольных горизонтальных скважин.
Новые технологии МНРП
Варьеганнефть начала применение технологии с использованием трассерных методов исследования для получения данных о свойствах и характеристиках целевых пластов, выбранных для проведения МНРП. Этот метод основан на введении в трещину индикатора на стадии закачки проппанта.
После проведения операции МГРП производится отбор проб поступающего из скважины сырья, в котором присутствует ранее закачанный реагент. Анализ образцов позволяет сделать вывод о работе каждого из портов ГРП, что помогает вносить коррективы при планировании дальнейших работ и формировать методологию применения технологии МГРП в целом. Трассерные методы исследования являются наиболее точными и полными. МГРП является одним из наиболее сложных и дорогостоящих видов интенсификации добычи в нефтегазовой отрасли, поэтому вопросам ее технологического и научного сопровождения уделяется особое внимание.
Колтюбинг от кубаньгеофизики
Кубаньгазгеофизика, производственный филиал Газпром георесурса, провела работы в 27 скважинах Уренгойского и Юбилейного НГКМ с использованием колтюбинговой установки. Геофизические исследования прошли на 8 скважинах, нормализация забоев проведена на 19 скважинах.
Для Газпром добыча Уренгой были выполнены работы по нормализации забоя после ГРП 6 вновь пробуренных скважин на 2-м опытном ачимовском участке Уренгойского НГКМ.
Все скважины имеют сложный S-образный профиль, среднюю глубину 4000 м, устьевое давление 450 атм и устьевую t° 60оС.
Аналогичные работы с использованием технологий гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) были проведены в целях нормализации забоя 13 эксплуатационных скважин с аналогичными параметрами для Ачимгаза. На месторождениях компании добыча ведется на 62 скважинах, а к 2019 г, когда в эксплуатации будет находиться 113 скважин, планируется выйти на полку добычи с объемом 9,6 млрд м3/год газа и 2,9 млн т/год газового конденсата.
