Применение технологии увеличения продуктивности "Fishbone"

Залежь в районе скважины 33 выявлена при испытании скважины в интервале а.о. -836,9-840,9 м, где был получен приток нефти дебитом 6,98 м3/сут. на Нсду=302 м. По данным ГИС в пласте выделяется 6,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 12,3 м - нефтенасыщенных. Испытанием охарактеризован только нефтенасыщенный интервал разреза. ГНК установлен по данным ГИС достаточно однозначно на а.о. -804 м. В пределах тектонического блока пробурены 2 скважины (33 и 38). Скважина 33 вскрыла пласт ПК1-3 на а.о. -793,5 м, а в скважине 38 - на а.о. -853,9 м, причем интервал пласта в скважине 38 полностью водонасыщен. ВНК в скважине 33 принят по данным ГИС внутри однородного проницаемого прослоя на а.о. -842 м. Залежь в районе скважины 33 по типу газонефтяная. Ее размеры в границах тектонических экранов составляют 19 км х 4 км. Высота газовой шапки 44 м, а нефтяной оторочки 38 м.

Залежь в районе скважины 10 вскрыта бурением скважины 10 на а.о. -820,4 м. Согласно представленной тектонической модели залежь характеризуется сложной конфигурацией тектонических нарушений, при том, что вскрыта только одной скважиной. Залежь испытанием не изучена. По данным ГИС в пласте выделяются 4,8 м эффективных нефтенасыщенных толщин и ВНК довольно уверенно устанавливается внутри проницаемого пропластка на а.о. -828 м. Согласно структурным построениям, наиболее приподнятая часть тектонического блока бурением не вскрыта. Здесь прогнозируется газовая шапка. Положение ГНК на а.о. -809 м принято по аналогии с соседним тектоническим блоком скважины 41. Тип залежи - нефтегазовая, тектонически экранированная. Ее максимальные размеры, принимая во внимание неправильную форму, составляет 12 ,5км х 1,5 км. Высота 68 м.

Залежь в районе скважины 35 вскрыта бурением скважин 35 и 18 на а.о. -767,1 м и -829,4 м. Нефтегазоносность залежи установлена при испытании скважины 35, где из интервала а.о. -795,7-798,7 м приток газа составил 142,65 тыс.м3/сут. (?Р=1,067 МПа), а из интервала а.о.-798,7-802,7 м получен приток нефти дебитом 25,5 м3/сут. (?Р=2,372 МПа). По ГИС в пласте выделяется 25,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 10,6 м эффективных нефтенасыщенных толщин.

Комплексный анализ данных испытания и ГИС позволил принять ГНК на а.о. -796 м, а ВНК на а.о. -808 м (по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора). Нефтегазовая залежь ограничена тектоническими экранами и имеет размеры 16 км х 4 км, высоту газовой шапки - 66 м, а нефтяной оторочки - 12 м.



2. Технологическая часть

2.1 Основные используемые технологии на месторождениях

Геологическое строение Восточно-Мессояхского месторождения заставляет специалистов пересматривать привычные методы добычи и искать новые технологии. Изначально запасы Восточной Мессояхи разработчики рассматривали как единый объект, однако это представление оказалось ошибочным.

Изменение представления о геологии месторождения привело к пересмотру планов бурения и корректировкам в части создания инфраструктуры. Специалисты «Мессояханефтегаза» начали внедрение технологий более точной локализации запасов, более эффективной геологоразведки и бурения, были реализованы многочисленные программы геологического доизучения и опытно-промышленной разработки (ОПР) по бурению скважин различной конструкции в новых, более рискованных геологических зонах.

Особенности залегания продуктивного пласта (700-800 м) определили уникальность Мессояхских скважин, глубина которых - 840 метров - одна из самых небольших в России, при этом протяженность горизонтального участка превышает 1 000 м.

месторождение запас fishbone

2.1.1 Технология «Fishbone»

Для вовлечения в разработку большей доли запасов и повышения эффективности работы с пластом на Мессояхе массово используется технология Fishbone (от англ. «рыбья кость»). Ее суть заключается в том, что при строительстве горизонтальных скважин от основного ствола бурят несколько отводов. В результате скважина в разрезе напоминает рыбий скелет. Отсюда и название технологии. Использование на Мессояхе технологии «fishbone» - более эффективно, чем на Западе. Технология «fishbone» позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной при меньшем объеме буровых работ, чем при создании многоствольной скважины. Конструкция позволяет направить каждое из ответвлений в отдельные нефтяные участки, не задевая соседние пласты с газом или водой. Ответвления могут отходить в любом направлении от горизонтального ствола и их стоимость значительно ниже, чем затраты на бурение отдельных скважин, однако сам процесс бурения таких скважин существенно сложнее. Первая скважина была пробурена с 5 стволами. Дополнительно осложняло процесс и то, что Восточно-Мессояхское месторождение стало самой северной точкой России, где была применена эта технология.

2.1.2 Горизонтальные скважины с уникальными траекториями

Fishbone - не единственное ноу-хау, примененное при освоении Восточной Мессояхи. В сентябре 2016 года, за неделю до торжественного запуска промысла в эксплуатацию, была проведена сложнейшая операция по строительству скважины с уникальной траекторией. При глубине 830 м скважина № 380 имеет горизонтальный отход в 2 км, общая протяженность ствола составляет 2,7 км, а суммарная проходка с учетом бурения двух пилотных стволов - 4,4 км.

Уникальная скважина была построена всего за 25 суток, фактический дебит составил 146 тонн нефти в сутки. Согласно мировой классификации скважин с большим отходом от вертикали, подобное соотношение горизонтального отхода к вертикальной глубине (2,4) относит построенную в «Мессояханефтегазе» скважину к сверхсложным, а индекс сложности бурения (DDI) - 6,64 - один из самых высоких показателей в России.

По текущему состоянию, на Мессояхской группе месторождений в эксплуатационном фонде свыше 350 скважин на Восточном участке, а так же активно увеличивается фонд на Западном, учитывая особенности и опыт Восточного участка.

2.1.3 Проект наиболее эффективной разработки Восточно-Мессояхского месторождения

«Фаза 2» - проект разработки глубоких горизонтов Восточно-Мессояхского месторождения, которое находится в промышленной эксплуатации с 2016 года. Проект включает две подфазы - 2.1 и 2.2, отличающиеся по характеру залежей.

Фаза 2.1 - разработка нефтяных и газонефтяных пластов, расположенных ниже основного объекта разработки Восточной Мессояхи - пласта ПК1-3. Характерно локальное распространение залежи, невысокие нефтенасыщеные толщины порядка 4-5 метров. Ресурсный потенциал составляет порядка 114 млн тонн.

Фаза 2.2 - разработка пластов, расположенных на глубине 3200 метров. Для залежи характерно аномально высокое пластовое давление, высокое газосодержание и отсутствие контактов с водой. Нефть легкая, маловязкая, температура превышает отметку +80°С. Скважины бурят с новых кустовых площадок, расположенных на расстоянии от 15 до 30 км от инженерного центра нефтепромысла, ведется строительство дополнительной транспортной инфраструктуры. Ресурсный потенциал - 56,6 млн тонн.

2.2 Исследование эффективности МУН на Восточно-Мессояхском месторождении

В действовавшей технологической схеме 2014 г. разработку пласта ПК1-3 предлагалось производить по однорядной системе горизонтальных скважин путем организации системы ППД с закачкой воды. На момент формирования тех. схемы представление о пласте ПК1-3 было упрощенным, залежь представляла собой довольно однородный монолитный пласт, имеющий хорошие коллекторские свойства и высокую связность с однозначным представлением о контактах ГНК и ВНК в пределах основных блоков залежи. Однако выход в новые зоны бурения, начавшийся в 2015 г. для подготовки залежи к полномасштабной разработке, и продолжающиеся геологоразведочные работы выявили наличие пропластков (циклитов) с различными коллекторскими свойствами, разделенными глинистыми перемычками, что осложнило равномерную разработку залежи. Очевидно, что переход к адресной отработке отдельных циклитов и применение агентов, выравнивающих продвижение фронта вытеснения является наиболее сбалансированным решением при разработке пласта ПК1-3.

На этапе опытно-промышленных работ, проводимых на месторождении в период с 2011 г. по настоящее время, выполнялись следующие исследования по выбору МУН:

? лабораторные определения на керне коэффициента вытеснения нефти пластовой водой и с использованием полиакриламидов (оторочки) PDA 1004;

? натурные эксперименты на керне по определению влияния температуры на эффективность вытеснения и остаточную нефтенасыщенность;

? определение относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде при различных температурах;

? определение остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения при вытеснении нефти газом в условиях, моделирующих пластовые.

Анализ проведенных керновых исследований показал высокую эффективность химических МУН, в частности полимерного заводнения. Применение тепловых МУН показало свою незначительную эффективность, газовые методы, по причине высокой разницы в вязкости закачиваемого газа и пластовой нефти на пласте ПК1-3 применять нецелесообразно. Проведенный анализ мирового опыта разработки со схожими геолого-физическими характеристиками залежей показал повсеместное использование химических, тепловых и газовых МУН.

Одним из наиболее перспективных методов химических МУН подходящих под условия пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения является заводнение щелочным полимерным ПАВ (в оригинале ASP - Alkaline-Surfactant-Polymer). Испытания такого тройного, щелочь-ПАВ-полимерного, заводнения на месторождениях аналогах показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на 15-20%.

В итоге, активное бурение на этапе полномасштабной разработки пласта ПК1-3 и проводимые геологоразведочные работы в период 2015-2016 гг. изменили первоначальное представление о строении основной залежи Восточно-Мессояхского месторождения. Рекомендуемая к реализации система разработки требует адаптации к условиям современного представления. Для более эффективного управления процессом добычи необходима организация участков опытно-промышленных работ, в том числе направленных на повышение эффективности вытеснения нефти с помощью методов увеличения нефтеотдачи.

Результаты керновых исследований ПК1-3, а также проведенный анализ мирового опыта применения методов увеличения нефтеотдачи для пластов со схожими с ПК1-3 геолого-физическими свойствами позволяют рекомендовать химические методы (в частности щелочь-ПАВ-полимерный метод) в качестве наиболее эффективных для проведения численных экспериментов и дальнейшей проработки в лаборатории с целью последующего внедрения на промысле.



2.3 Полимерное заводнение на Восточно-Мессояхском месторождении

Сущность полимерного заводнения заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а также уменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использовании некоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей. Это уменьшение отношения подвижностей приводит к повышению эффективности заводнения за счет более высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности в отмытой зоне.

Существует три способа применения полимеров в процессах добычи нефти:

1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет блокирования зон высокой проницаемости.

2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.

3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.

Вязкость Мессояхской нефти в 111 раз выше вязкости воды, а 30 - кратная разница в подвижности воды и нефти не позволяет максимально эффективно применять традиционные методы разработки жидких углеводородов на всех типах коллекторов. Геологическая неоднородность и высокая контрастность проницаемости пласта в сочетании с характеристиками нефти создают риски прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины. Для повышения эффективности и рентабельности разработки Мессояхе нужен другой, более вязкий, вытесняющий агент.

Если вода один раз прорвалась в скважину и нашла для себя путь наименьшего сопротивления, ее практически невозможно заставить идти по необходимому маршруту и эффективно вытеснять запасы.

Помочь в решении этой задачи призвана технология полимерного заводнения, широко применяющаяся в мире. Она сводит к минимуму разницу скоростей воды и нефтяной эмульсии за счет повышения вязкости закачиваемого агента.

Промысловые испытания технологии полимерного заводнения шли 3 года на 2х пилотных участках Восточно-Мессояхского месторождения. Для эффективного вытеснения вязкой нефти к скважине использовался полимерный раствор, параметры которого подбирались в лабораторных условиях и корректировались в процессе применения с учетом геологических особенностей Мессояхских запасов, свойств флюидов, температуры пласта.

В результате были определены основные закономерности в геологическом зонировании, реакции на добывающих скважинах и режимах закачки, которые позволили вытесняющему агенту эффективно справляться с задачей. Кроме этого, был проведен комплекс промысловых исследований, изучены технологические аспекты, связанные с процессом приготовления и закачки полимерного раствора

Важнейшим результатом опытно-промышленных работ (ОПР) стали ценные промысловые данные, которые позволяют: определить диапазон дополнительной добычи, полученной в результате закачки полимерного агента, снять ключевые неопределенности в работе с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) Гыданского полуострова.

На основании результатов 3-летней программы ОПР Мессояханефтегаз сформирует варианты дальнейшего тиражирования метода полимерного заводнения для различных геологических участков Восточно-Мессояхском НГКМ.

По итогам этой работы в 2021 г. будет принято окончательное решение о внедрении технологии на Восточной Мессояхе.



3.Техническая часть

3.1 Техническое исполнение «Fishbone»

Конструкция устройства состоит из основного горизонтального ствола и, так называемых, «игл» - отходящих от него труб меньшего диаметра, имеющих на конце породоразрушающую головку. Сборка необходимого количества элементов производится заранее на поверхности, затем производится их спуск на забой. После установки конструкции в нее начинают нагнетать жидкость и из-за возрастающего давления, отходящие в стороны от основной трубы, ответвления, буквально, врезаются в породу, путем их вращения с помощью небольших турбин, установленных внутри основной трубы, под действием нагнетания промывочной жидкости.

Таким образом, при относительно небольшом объеме буровых работ технология «fishbone» позволяет значительно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта.

Конструкция скважины, построенной по технологии fishbone, позволяет направить каждое из ответвлений в отдельные нефтяные участки, не задевая соседние пласты с газом или водой. Ответвления могут отходить в любом направлении от горизонтального ствола и их стоимость значительно ниже, чем затраты на бурение отдельных скважин, однако сам процесс бурения таких скважин существенно сложнее.

В российской технологии fishbone, используемой Мессояханефтегаз, есть важные отличия от западной:

не используется раствор соляной кислоты, который пагубно влияет на экологию;

конструкции из труб не собирается на поверхности, а формируется во время строительства горизонтального ствола, когда с определенной точки производится бурение отростков на вышележащий нефтеносный пропласток, после чего осуществляется подъем компоновки до точки срезки. Затем производится срезка в основной ствол и так - до следующей заданной точки. То есть, бурим основной ствол и ответвления от него.

3.2 Оборудование для полимерного заводнения

Рис. 3.1 Технологическая схема подготовки закачки слабоконцентрированного раствора ПАВ: 1 - рабочая емкость для ПАВ; 2 - загрузочный люк; 3 - электронагреватели; 4 - электронагреватели в блочной дозирующей установке; 5-дозировочные насосы; 6-запорно-регулирующая арматура; 7-напорный коллектор от КНС (БКНС); 8-основание блочной установки; 9- станция управления; 10-резервная емкость; 11-эстакада для слива ПАВ

Основные технологические операции (смешение, дозировка, закачка) могут быть проведены в двух вариантах: применительно к методу долговременной подачи слабоконцентрированного раствора ПАВ и к методу импульсной закачки растворов ПАВ высокой концентрации. Схема долговременной подачи раствора ПАВ слабой концентрации приведена на рис. 3.1. Раствор ПАВ по этой технологии закачивается непрерывно в количестве до 1-1,1 объема порового пространства нефтенасыщенной части пласта.

После закачки в пласт раствора ПАВ типа ОП-10 в количестве 0,5% порового объема рекомендуется использовать раствор смеси ПАВ неионогенного и анионного класса.

Рис. 3.2. Схема дозаторной установки БДУ-З: 1- насос; 2 - дозаторный насос; 3 - манометр; 4 - электронагреватели; 5 - змеевик; 6-бак; 7-ролики; 8-тележка; 9-бак-смеситель; 10-вентили

Основной элемент технологической схемы закачки раствора ПАВ-дозировочная установка (рис. 3.2), предназначенная для разогрева, слива и приготовления водных растворов высоковязких ПАВ, поступающих на КНС, скважину или другой промысловый объект.

Для разогрева реагента (рис. 3.3) металлические бочки вместе с химреагентом пакуются в камеру установки и нагреваются при помощи блока электронагревателей, что обеспечивает слив разжиженного реагента из предварительно открытых сливных отверстий в нижние баки.

Смешение реагента с водой проводится в верхнем баке-смесителе, предварительно заполненном необходимым объемом воды и ПАВ, путем циркуляции в замкнутой цепи «насос, вентиль, смеситель, вентили, насос».

Подготовленный таким образом разбавленный до 40-80% раствор ПАВ подается на прием дозирующего насоса и далее в линию закачки с подачей, обеспечивающей получение необходимой концентрации реагента в нагнетаемой в пласт воде.

Дозировка может осуществляться как на прием основных насосов КНС, так и на выкид. В 1м случае применяются дозировочные насосы на давление 5- б МПа, во 2м-на давление до 20 МПа и более.

Описываемая дозаторная установка позволяет подавать ПАВ без предварительного разбавления, а также создавать необходимый запас раствора ПАВ в резервных емкостях. Попеременное подключение емкостей обеспечивает непрерывность процесса.

Рис. 3.3. Блочная дозировочная установка для подготовки раствора ПАВ:

1- электрошкаф: 2-корпус будки; 3-верхний бак-смеситель; 4-тележка; 5-нижние баки; 6-ролики; 7-электронагреватели; 8-центробежный насос; 9-стенка будки с термоизолирующим материалом; 10 - платформа саней

Технология закачки слабоконцентрированных растворов ПАВ связана с многолетними сроками дозирования, требует специального обслуживания, что в условиях автоматического режима работы КНС не всегда удобно.

В этом отношении импульсная (разовая) закачка малообъемной оторочки большой концентрации имеет несомненные технологические преимущества, так как реализуется в течение нескольких дней. В Татарии, например, перспективной считается закачка 5%-ных растворов ПАВ типа ОП-10.

Принципиально это можно осуществить при помощи тех же технических средств. Еще более концентрированные растворы можно закачивать в скважину по схеме, показанной на рис. 3.4.

По данной схеме синтез и формирование концентрированного раствора ПАВ осуществляется непосредственно в полости скважины и призабойной зоне пласта.

Алкилированная серная кислота закачивается в скважину из автоцистерн через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов агрегатами типа 4АН-700.

Пенореагент подается в скважину также при помощи агрегатов типа 4АН-700 через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов, в котором происходит контактирование и смешение пенореагента с алкилированной серной кислотой.

Линии высокого давления оснащаются обратными клапанами, а блок манифольдов-манометром и предохранительным клапаном.

Приемные и нагнетательные линии подвергаются опрессовке под давлением, превышающим рабочее давление нагнетания; линии высокого давления, блок манифольдов и обвязка устья скважины спрессовываются с использованием одной пары агрегатов 4АН-700, а приемные линии - при помощи центробежных насосов.

Рис. 3.4. Схема закачки концентрированного раствора ПАВ (АСС) на устье нагнетательной скважины:

1 - автоцистерны; 2 - центробежные насосы; 3 - приемо-раздаточные гребенки; 4 - линии высокого давления; 5-обратные клапаны; 6- манометры; 7-блок манифольдов IБM-700; 8-клапан; 9- задвижка; 10-обвязка устья: 11-скважина; 12- водовод; 13-линия от водовода; 14-линии для прокачки агрегатов «на себя»

При опрессовке высоконапорных линий задвижка 9 и краны блока манифольдов IBM-700 открываются, а центральная устьевая задвижка на скважине закрывается (рис. 3.4). Вода при этом подается на прием агрегатов из водовода или автоцистерны. Давление опрессовки контролируется манометрами. Перед закачкой реагентов в скважину определяется приемистость скважины по воде.

Для этого задвижка блока закрывается, а центральная устьевая задвижка скважины открывается; нагнетание воды агрегатом проводится, по возможности, на различных режимах. После исследования приемистости скважины переходят к основному процессу, на первом этапе которого в скважину подается только пенореагент из цистерн при помощи агрегатов.

На следующем этапе в скважину закачивается расчетное количество смеси исходных реагентов, а затем снова создается буферный слой из 1-2 м3 пенореагента.

Полученная таким образом трехслойная оторочка под высоким давлением проталкивается в удаленную от скважины часть пласта при помощи агрегатов. Количество воды, закачиваемой под высоким давлением, находится из расчета 20 м3 / 1м работающей мощности пласта. На заключительной стадии скважина подключается к кустовой насосной станции системы ППД нефтяного промысла. Описанный порядок и методика закачки алкилсульфатной смеси является отражением одного из вариантов технологии метода.

Оптимальный вариант технологии можно установить после проведения необходимого количества промысловых исследований.

Например, при использовании метода циклической или перемежающейся закачки ПАВ, который заключается в многократном чередовании циклов закачки концентрированного раствора ПАВ и воды, оптимальной может быть технология, предусматривающая наличие на объекте закачки (скважина или КНС) определенного полустационарного парка емкостей для химреагентов, либо складирование поступающих в мелкой таре ПАВ.



4. Анализ эффективности применения технологий

4.1 Опыт применения МЛСП Приразломная

На морской ледостойкой стационарной платформе (МЛСП) Приразломная введена в 1я многозабойная скважина с множественными горизонтальными ответвлениями.

Об этом Газпром нефть сообщила 24 апреля 2017 г. Многозабойная скважина (МЗС) с множественными горизонтальными ответвлениями построена по технологии «рыбья кость» (fishbone), которая не требует строительства отдельной скважины на каждый горизонтальный ствол. Это снижает объем производственных работ и расходов на бурение, но процесс бурения таких скважин существенно сложнее. Выбранная траектория стволов скважины позволяет значительно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта, не задевая соседствующие пласты с газом или водой. МЛСП рассчитана на бурение 36 скважин, в тч 19 - добывающих, 12 - нагнетательных и 1 поглощающая. Каждое горизонтальное ответвление, направленное в отдельный нефтяной участок, увеличивает приемистость скважины и площадь дренирования.

Для сравнения, осенью 2016 г использование «fishbone» на Восточно-Мессояхском месторождении в ЯНАО позволило увеличить стартовый дебит нефти на 40% по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной. Тогда это было само северное использование этой технологии. Теперь рекорд перешел к МЛСП Приразломная. В отличие от технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП), использованием fishbone приемистость удается повысить (в случае нагнетательных скважин) за счет лучшего подсоединения резервуара к стволу скважины. Использование меньшего количества жидкости повышает экономическую и экологическую эффективность добычи. Но процесс бурения таких скважин по технологии существенно сложнее. Согласно квалификации TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals) новая скважина относится к 1му уровню сложности строительства многоствольных скважин, поскольку срезка и бурение боковых ответвлений производились из открытого ствола.

Процесс бурения многозабойных скважин с траекторией «рыбья кость» более трудоемкий в сравнении с традиционными горизонтальными, поскольку конечные ответвления и основной ствол имеют более высокий индекс сложности скважин (DDI). Дополнительные горизонтальные стволы были пробурены за 1 рейс на 5 дней раньше запланированного срока.

МЛСП Приразломная - пока является единственной на российском арктическом шельфе, где ведется промышленная добыча нефти. Все скважины, эксплуатируемые на месторождении, находятся внутри МЛСП, гравитационное основание которой является буфером между скважиной и открытым морем.

4.2 Опыт применения на Среднеботуобинском месторождении (Якутия)

Компания «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (входит в НК «Роснефть»), по сообщению от 30.01.2020 г., пробурила первую в мире 15-забойную горизонтальную скважину.

Уникальный проект был реализован на Среднеботуобинском месторождении (Якутия). Многозабойная скважина имеет инновационную конструкцию, которая состоит из 15 боковых стволов, каждый из которых делится еще на два, сообщает пресс-служба «Роснефти».

В отличие от многозабойных скважин, пробуренных по технологии fishbone (рыбья кость), конструкция новой скважины намного сложнее. Специалисты «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» назвали ее «березовый лист».

Скважина №2087 имеет самую большую протяженность проходки по коллектору в России. Общая длина скважины 12,8 тыс. м, а проходка по коллектору - 10,3 м. Таким образом, предприятие превысило собственный рекорд более чем на 4 тыс. метров. Новая конструкция скважины обеспечит эффективную разработку нефтяного пласта, который имеет газовую шапку. Стартовый дебит скважины составил 401,5 тонн нефти в сутки.

В 2019 г. предприятие «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» произвело 3,97 млн т нефти и конденсата, по сравнению с 2,9 млн т - годом ранее, согласно данным ЦДУ-ТЭК. Предприятие должно выйти на уровень производства 5 млн т/год в 2021 г.

Конструкция скважины fishbone представляет собой один протяженный горизонтальный ствол, от которого отходят боковые стволы, что напоминает рыбий скелет. Конструкция «березовый лист» является усложнением этого варианта - от боковых стволов отходят дополнительные стволы, и это делает конструкцию похожей на жилки листа. Бурение скважин по технологии fishbone еще с 2016 г. применяется на Восточно-Мессояхском месторождении (Ямало-Ненецкий АО), разработку которого совместно ведут «Газпром нефть» и «Роснефть». Оператором проекта по освоению этого месторождения выступает «Газпром нефть».

Конструкция fishbone обеспечивает больший охват нефтенасыщенных участков пласта по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной и повышает стартовый дебит в среднем на 40%, по оценкам «Газпром нефти». Многоствольная конструкция позволяет направить каждое ответвление в конкретные участки нефтяного пласта, не задевая соседние пласты с газом или водой.

В скважине № 2087, пробуренной на Среднеботуобинском месторождении по схеме «березовый лист», каждый боковой ствол делится еще на два. Общая протяженность стволов данной скважины достигает 12792 м, по данным «Роснефти».

4.3 Опыт применения на Чаяндинском месторождении

Газпром нефть ввела в эксплуатацию 1-й фишбон на нефтяной оторочке Чаяндинского месторождения Проходка превысила 8,1 км, из которых 5,2 км - по продуктивному горизонту пласта. Стартовый дебит многозабойной скважины в 2 раза превысил показатели ранее используемых горизонтальных конструкций и составил около 400 т/сутки. Об этом сообщила Газпром нефть 13 мая 2020 г.

На Чаяндинском месторождении работают одновременно Газпром и Газпром нефть. Ввод Газпромом в эксплуатацию Чаянды случился 2 декабря 2019 г, когда 1й газ пошел в запущенную В. Путиным 1я очередь МГП Сила Сибири-1.

А уже 4 декабря 2020 г. Газпром нефть сообщила о новом добывающем кластере на базе Чаянды, приступив к практическому освоению нефтяной оторочки (подгазовой залежи) Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Тогда началась отгрузка товарной нефти с 1й добывающей скважины Чаянды. 1я многоствольная скважина технологии фишбон (fishbone) на Чаянде имеет основной ствол протяженностью 1,5 км и 6 боковых ответвлений длиной до 830 м, общая проходка скважины превысила 8,1 км, из которых 5,2 км - по продуктивному горизонту пласта. Такая конструкция позволила значительно увеличить охват залежи и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). Стартовый дебит фишбона превысил 380 т/сутки, что в 2 раза больше, чем у стандартных горизонтальных скважин, которые использовались на Чаянде ранее.

Чаяндинское НГКМ отличается сложным геологическим строением и аномально низким пластовым давлением (АПД). При создании программы его освоения использовалась 3-мерная гидродинамическая модель нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения. Специалисты Научно-технического центра (НТЦ) Газпромнефть и Газпромнефть-Заполярья провели около 500 многовариантных расчетов, сравнив преимущества различных типов скважин для добычи чаяндинской нефти. В результате ставка была сделана на технологию фишбон (рыбья кость).

Всего до 2024 г. на нефтяной оторочке Чаяндинского НГКМ будет пробурено 44 высокотехнологичные скважины типа фишбон. В 2020 г. было введено в эксплуатацию 5 таких многоствольных конструкций. В настоящее время предприятие эксплуатирует на Чаянде 7 нефтедобывающих скважин и ведет бурение еще нескольких. К бурению скважин на месторождении Газпром нефть приступила в сентябре 2019 г. Промышленный приток 1й добывающей скважины 150 т/сутки нефти был получен в декабре 2019 г.

Полномасштабная разработка нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ началась в 2020 г. К 2022 г. планируется расширение и модернизация установки подготовки нефти (УПН), проектная мощность которой составит 1 млн. т/год. В настоящий момент Газпромнефть-Заполярье ведет строительство 70-километрового напорного нефтепровода от Чаянды до МНП ВСТО.

После завершения работ все жидкие углеводороды будут транспортироваться на приемо-сдаточный пункт (ПСП) нефтеперекачивающей станции (НПС) Оргул и далее - сдаваться в МНП Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО). Полка добычи на месторождении будет достигнута к 2023 г. и составит около 3 млн. т/год.

Чаяндинское НГКМ относится к числу уникальных не только по объему своих запасов, но и по масштабу тех вызовов, с которыми Газпром нефть сталкивается при разработке месторождения. Разработку нефтяной оторочки, запасы которой относятся к категории трудноизвлекаемых (ТрИЗ), также осложняют геологические особенности Чаянды. Ключом к этим залежам стали современные методы бурения и скважины сложного дизайна. Они уже доказали свою эффективность и в перспективе помогут полностью раскрыть нефтяной потенциал Чаяндинского месторождения.

Газпром нефть считает Восточную Сибирь перспективной нефтегазовой провинцией (НГП) и последовательно формирует там новый нефтедобывающий кластер, одним из ключевых элементов которого станет нефтяная залежь Чаянды. Всего в регионе к 2025 г. планируется добывать порядка 5 млн тнэ/год.

Газпромнефть-Заполярье, дочка Газпром нефти, осваивает нефтяные запасы на условиях долгосрочного рискового операторского договора (ДРОД) с Газпром добыча Ноябрьск, которое разрабатывает газовую часть. Вовлечение в разработку нефтяных оторочек Газпром нефть считает одним из ключевых направлений стратегии развития. Нефтяная оторочка представляет собой тонкую прослойку нефти между значительно большей по объему газовой шапкой и водоносным слоем.

У Газпромнефть-Заполярье уже наработан опыт по освоению нефтяных оторочек:

выполнение функций оператора для выполнения работ нескольких месторождений Газпрома: Чаяндинское, Оренбургское, Ямбургское и Западно-Таркосалинское, где компания приступила к добыче 29 ноября 2019 г. впервые Газпром нефть выступила оператором опытно-промышленных работ в апреле 2019 г, когда Газпромнефть-Заполярье заключила ДРОДы с дочками Газпрома по освоению нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО).



Заключение

Изучив практику «Газпром нефти» и «Роснефти» в применении технологии многоствольных скважин «Fishbone», можно сделать выводы об эффективности технологии, примененной для условий Севера, в сравнении с традиционными горизонтальными скважинами. Стартовые дебиты скважин технологии «Fishbone» в среднем на 30-40 % выше в сравнении с горизонтальными; они так же могут быть направлены конкретно в необходимые участки, не задевая при этом пропластки с водой и газом. Производительность скважин типа «Fishbone» не снижается со временем, ввиду отсутствия необходимости изоляции непроизводительных трещин, в сравнении с прочими скважинами, что является одним из главных плюсов данной технологии. Учитывая опыт предыдущих месторождений, а так же самые передовые выполненные сложные буровые работы и различные успешные проекты, возможно уменьшение влияния недостатков технологии, таких как: высокое значение коэффициента сложности бурения (DDI) и высокая сложность процесса, и, следовательно, необходимость высокого уровня подготовки персонала. Особняком стоит недостаток более высокой стоимости КРС, поиски решения которого являются крайне перспективным направлением научно-технической работы.

Применение на группе Мессояхских месторождений данной технологии оправдано как технологически, так и экономически, а так же продолжается тенденция приобретения свежих данных от самих «Fishbone» многоствольных скважин, которые продолжают технологически и технически совершенствовать и применять как альтернативу традиционным горизонтальным скважинам.



Список литературы

Большая энциклопедия нефти и газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.ngpedia.ru/id87378p3.html (Свободный).

Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения нефтегазовых коолекторов. М., Недра, 1978.

Воронин А.Е., Гильманов Ю.Х., Еремеев Д.М. 2017. Анализ применения роторной управляемой системы при проведении зарезок в открытом стволе в многозабойных скважинах «рыбья кость» на Восточно-Мессояхском месторождении. SPE-187702-RU

Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982.

Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М., Недра, 1991.

Дотянуться до глубин. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2015-november-projects/1109735/ (Свободный).

Журнал Нефтегаз [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://neftegaz.ru/ (Свободный).

Конторович А. Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др., Геология нефти и газа Западной Сибири. М., «Недра», 1975.

Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1991.

Мессояха. Крупные проекты. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.gazprom-neft.ru/company/major-projects/messoyaha/ (Свободный).

Норманн Хайн «Геология, разведка, бурение и добыча нефти», М., Олимп, 2004

Отчет 2017 г. «Роснефть» https://www.rosneft.ru/docs/report/2017/ru/results/new-fields.html

Ямал: энциклопедия Ямало-Ненецкого автономного округа. Т.1 : «А-Я». -- Тюмень: Изд-во Тюм. гос. ун-та, 2006. -- С. 200

Размещено на Allbest.ru

...