ЛУКОЙЛ внедрил новый метод добычи тяжелой нефти. Термогравитационное дренирование пласта, однако, встречное
3 мин
...

ЛУКОЙЛ внедрил новый метод добычи тяжелой нефти. Термогравитационное дренирование пласта, однако, встречное

ЛУКОЙЛ реализовал проект встречного термогравитационного дренирования пласта (ТГДП, Steam-Assisted Gravity Drainage – SAGD) в системе горизонтальных скважин на Лыаельской площади Ярегского месторождения в Республике Коми.

ЛУКОЙЛ внедрил новый метод добычи тяжелой нефти. Термогравитационное дренирование пласта, однако, встречное

ЛУКОЙЛ реализовал проект встречного термогравитационного дренирования пласта (ТГДП, Steam-Assisted Gravity Drainage – SAGD) в системе горизонтальных скважин на Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения в Республике Коми.

 

Технология ТГДП не нова, но ЛУКОЙЛ ее модернизировал, использовав принцип встречного сверхдлинного бурения с разных площадок на неглубоком месторождении.

 

Технология встречного ТГДП позволит эффективно вовлечь в разработку свыше 16 млн т запасов нефти только на Лыаельской площади.

 

Канадцы использовали технологию SAGD лет 30 назад для добычи нефти из нефтеносных песков провинции Альберта.

Технологический принцип достаточно прост: разогревая пласт горячим паром, тяжелой нефти придают подвижность обычной.

 

В России также с 1972 г использовался термошахтный способ добычи нефти, разработанный  технологами Яреги, Ухты и Москвы.

Использовались различные варианты технологии , в тч с отличающейся другот друга геометрией расположения нагнетательных и добывающих скважин и объемами проходки горных выработок. 

Наибольшее распространение тогда получила 2-горизонтная система.

Технология предполагала бурение эксплуатационных скважин в горной выработке выше продуктивного пласта. За счет энергии пласта нефть достигала этого горизонта и откачивалась на поверхность.
 

В отличие от традиционного ТГДП, при котором паронагнетательная и добывающая скважины бурятся из соседних точек, новый метод предусматривает бурение встречных скважин из противоположных точек.
В начале 2012 г в соответствии с проектом в продуктивной части пласта было пробурено 5 пар скважин с длиной горизонтальной части ствола 1000 м.


Расстояние между 2-мя скважинами составляет 5-10 м, причем выше находится паронагнетательная скважина.

Расстояние между парами скважин – 70 м.


В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, в результате чего образуется паровая камера, которая постоянно расширяется.

На границе этой камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает в забойную зону добывающей скважины, из которой добывается нефть.

В течение продолжительного времени скважины тестировались.

 

Нефть Ярегского месторождения является тяжелой, ее вязкость достигает 12 тыс мПа/с.

Вязкость, например, воды равна 1 мПа/с.

Ярегское нефтяное месторождение было открыто в 1932 г.

В его состав входят 3 структуры: Ярегская, Лыаельская и Вежавожская.

В промышленной разработке с 1939 г находилась только Ярегская площадь, где с 1972 г применяется термошахтный метод добычи нефти.

ЛУКОЙЛ решил анонсировать внедрение технологии встречного термогравитационного дренирования пласта именно сейчас, вероятно, потому, что 11 февраля 2013 г была правительственная комиссия ТЭК, а 13 февраля 2013 г  будет проведена комисся по ТЭК при Президенте РФ. 

Развитие технологий добычи трудноизвлекаемой нефти - это тренд времени.

4 февраля 2013 г в интервью Российской газете В.Алекперов заметил, что в ближайшее десятилетие 78% прироста добычи нефти планируется получить за счет применения высокотехнологичных методов на действующих месторождениях.

Уже 5 февраля 2013 г в интервью Эхо Москвы В.Алекперов подметил, что запасы легкодобываемой нефти в скором времени закончатся, и поэтому необходимо внедрять соответствующие технологии для разработки труднодоступных месторождений.В России есть такие технологии, но нет законов, стимулирующих их использование, сообщил тогда В.Алекперов, добавив при этом, что скоро в России могут быть приняты инициативы, которые помогут решить эту проблемы. 

 

ЛУКОЙЛ  внедряет и другие технологии повышения нефтеотдачи и эффективности нефтедобычи.

В ноябре 2012 г ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь тоже впервые в России успешно внедрила  технологию Schlumberger AbrasiFRAC, когда был проведен многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) в боковом горизонтальном стволе скважины, законченной цементированным хвостовиком.

 

Источник : Neftegaz.RU


Подписывайтесь на канал Neftegaz.RU в Google News




Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»