Продуктивность баженовской свиты оценят в ХМАО
РуссНефть запустила пилотный проект по строительству скважин на Средне-Шапшинском месторождении, на котором компания будет изучать Баженовскую свиту.
В 2017 г компания намерена пробурить на месторождении 16 новых скважин на 3х кустовых площадках. Продуктивность отложений свиты напрямую связана с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое обусловлено отсутствием первичной миграции углеводородов в традиционные пласты-коллекторы. Наличие зон АВПД улучшает свойства коллекторов, при этом растет время естественной эксплуатации месторождений без применения вторичных методов. Но, при этом растут угрозы осложнений при бурении скважин. Для прогнозирования АВПД используют различные виды каротажа, сейсморазведку, данные бурения. Учитывая наличие зоны АВПД, уникальной для Баженовских отложений, при бурении на Средне-Шапшинском месторождении применяют инновационный сервис прогнозирования АВПД. Новый сервис базируется на комплексном подходе: работа оборудования выстраивается на основе инженерных расчетов, что позволяет минимизировать риски при бурении скважин. Ресурсы Баженовской свиты Средне-Шапшинского месторождения оцениваются в более чем 40 млн т.
Нефть из коралловых рифов
В рамках реализации Технологической стратегии Газпром нефть разработала программу внедрения новых технологий для добычи нефти из карбонатных и трещиноватых коллекторов. К ним относится более 40% извлекаемых запасов компании (почти 600 млн т углеводородов). На месторождениях Газпром нефти около 40% остаточных запасов содержится в карбонатных коллекторах. Наиболее крупными активами с такими залежами являются Восточный участок Оренбургского НГКМ, Куюмбинское и Чонские месторождения в Восточной Сибири, проект Бадра в Ираке, Приразломное месторождение на шельфе Печорского моря.
Новая программа разработана Научно-техническим центром Газпром нефти и включает в себя 12 технологических проектов в сфере геологоразведки (ГРР), разработки месторождений, бурения скважин и добычи нефти.
В частности, на Чонском проекте будут применяться технологии интенсификации добычи из карбонатного коллектора, поры которого частично заполнены солью и не пропускают нефть. На Куюмбинском месторождении ведется подбор технологии кислотного ГРП, а на Восточном участке Оренбургского месторождения технологические решения направлены на поиск оптимальных режимов работы скважин.
Расконсервировать законсервированные скважины
РН-Сахалинморнефтегаз успешно завершил строительство энергокомплекса Катангли на одноименном месторождении и приступил к пуско-наладочным работам. Как сообщили 1 марта 2017 г в Роснефти, блочно-модульный энергетический комплекс стал 1м из крупнейших в Сахалинской области. Суммарную мощность 12 МВт обеспечивают 6 газопоршневых агрегатов, способных работать на ПНГ. Кроме того, 5 котлоагрегатов могут вырабатывать 125 т/час технологического пара. Всего в составе энергокомплекса более 20 зданий и сооружений: трансформаторная подстанция 6/35 кВ, участок электрогенерации, автоматическая газораспределительная станция, котельная и др.
С запуском энергокомплекса на промысле Катангли ожидается возобновление добычи на законсервированных скважинах, что обеспечит прирост суточной добычи более чем на 30%.
Многостадийный ГРП от ЛУКОЙЛА
ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь провела опытно-промышленные работы по внедрению новых технологий для проведения многостадийного ГРП. Компания протестировала модернизированные компоновки при заканчивании скважин для проведения МГРП на месторождениях в ХМАО. За счет этого компания смогла добиться более высокого дебита скважин по сравнению с традиционными методами. В состав компоновки, помимо подвески хвостовика и оснастки для проведения ГРП, входят разбухающие пакеры с гибридными эластомерами. Опытно-промышленные работы велись на 5 скважинах Имилорского и Тевлинско-Русскинского месторождений. Применение гибридных эластомеров обеспечивает стопроцентную изоляцию зон ГРП, существенно сокращает временные издержки при спуске компоновки, а также полностью исключает технологические риски, так как эластомеры способны разбухать в любой скважинной жидкости.
Многостадийный ГРП от Газпром нефти
На Новопортовском месторождении Газпромнефть-Ямал успешно провела 20-стадийный ГРП по «бесшаровой» технологии. Данный метод впервые применяется при освоении залежей углеводородов на Ямале и основан на применении многоразовых сдвижных муфт, позволяющих открывать и закрывать отдельные порты ГРП. Такая конструкция позволяет в процессе дальнейшей эксплуатации скважины отсекать или отдельные трещины для предотвращения притока воды и газа, или все одновременно — для проведения повторного МГРП. Использование специальных скользящих муфт ГРП позволяет оптимизировать ГРП, изолируя непроектные, обводненные или газонасыщенные интервалы. Пакерная установка опускается ниже первой скользящей муфты. Выступы локатора муфт перемещением установки вверх по стволу фиксируются в пазу, расположенном внизу скользящей муфты. Под весом колонны ГНКТ активируется пакер ГРП многократной установки. Стартовый суточный дебит 1й из скважин составил 188 т нефти. Запуск 2й скважины намечен на ближайшее время.
В глубину Якутских подземелий
В Красноярском крае и Якутии Росгеология проведет актуализацию мест заложения параметрических скважин, строительство которых позволит провести изучение нефтегазоносных областей. Предполагается заложить скважины: Тынепская 215, Среднеилимпейская 283, Вилюйканская 1, Туобуйская 365, Дулюшминская 1.
Они позволят провести изучение Катангской, Южно-Тунгусской, Северо-Тунгусской, Сюгджерской и Вилюйской нефтегазоносных областей. Итогом реализации проекта станет корректировка места заложения скважин на основе построенной геологической модели и разработка рекомендаций по проведению дальнейших геологоразведочных работ (ГРР) на территории. Завершить работы планируют к концу 2018 г.
