USD 77.0322

-0.75

EUR 91.3448

-0.22

BRENT 41.9

+0.24

AИ-92 43.4

-0.01

AИ-95 47.26

+0.03

AИ-98 53.17

0

ДТ 47.64

+0.04

4 мин
3786

Мессояханефтегаз получил результаты испытаний технологии повышения нефтеотдачи с помощью полимерного заводнения

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.

Мессояханефтегаз получил результаты испытаний технологии повышения нефтеотдачи с помощью полимерного заводнения

Тазовский, ЯНАО, 23 июн - ИА Neftegaz.RU. На Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) завершен опытно-промышленный этап проекта по полимерному заводнению. 
Об этом сообщил Мессояханефтегаз.

В ходе проведенных работ геологи Мессояханефтегаза, СП Газпром нефти и Роснефти, получили важную информацию, необходимую для принятия решения о тиражировании технологии, повышающей нефтеотдачу. 

Эффективность разработки сложных запасов самого северного материкового нефтяного месторождения России напрямую зависит от правильно подобранных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пласта.
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.
Задача инженеров-разработчиков - минимизировать риски прорыва и при этом равномерно воздействовать на вязкие запасы нефти, эффективно вытесняя их к добывающим скважинам аналогично гигантскому поршню.
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.
Результаты большой работы по изучению эффективности полимерного заводнения в лабораторных и промысловых условиях, проведенной на Мессояхе при поддержке Научно-Технического Центра (НТЦ) Газпром нефти, доказывают перспективность данной технологии для ключевых объектов разработки, а также потенциал для последующей оптимизации затрат и повышения геологической эффективности.

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
Полимерное заводнение1.jpg
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) п-ва Гыдан.
Сейчас команде проекта предстоит подготовить рентабельный сценарий тиражирования технологии, обозначить приоритетные участки недр для полимерного заводнения.
Интеллектуальный и технологический ресурс Мессояхи не исчерпывается несколькими инструментами - компания системно ведет поиск решений, повышающих эффективность разработки арктических запасов. 
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.

Восточно-Мессояхское НГКМ расположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от г. Новый Уренгой.
Месторождение, открытое в 1990 г.,  вместе с Западно-Мессояхским относится к Мессояхской группе месторождений.
Запасы нефти и газового конденсата группы месторождений превышают 470 млн т нефти и 188 млрд м3 газа.
Освоение месторождения вступило в активную фазу после строительства магистрального нефтепровода (МНП) Заполярье - Пурпе.
Восточно-Мессояхское месторождение введено в эксплуатацию в 2016 г.

Месторождение характеризуется сложным геологическим строением.
В разрезе месторождения фиксируется несколько десятков продуктивных пластов и свыше 100 залежей разного фазового состояния, которые характеризуются значительной прерывистостью по площади, блоковым строением и наличием газовых шапок.
Основной пласт ПК1-3, содержащий высоковязкую нефть, залегает на небольшой глубине (около 800 м), но характеризуется низкой пластовой температурой (16оС) и сложной тектоникой - наличием разломов и трещин, чередованием нефтяных пластов с водоносными и газовыми пластами.
Глубокие ачимовские пласты БУ21,22 содержат более легкую нефть, чем пласт ПК1-3, но также характеризуются неоднородностью, аномально высоким пластовым давлениям (АВПД) и др. сложностями.
Сложные условия Восточно-Мессояхского НГКМ требуют требует применения оборудования для высокотехнологичного бурения и новых подходов к разработке месторождения.
Так, в 2019 г. эксплуатационный фонд Мессояханефтегаза увеличился на 115 скважин, причем большая часть из них построена по технологии Fishbone.
В 2019 г. объем добычи превысил 5,6 млн т н.э., накопленная добыча с начала разработки месторождения достигла 15 млн т н.э.

Понравилась тема и хотите узнать о ней больше? Тогда читайте наш спецпроект «Ямал - сердце нефтегазовой отрасли России» по ССЫЛКЕ!

Автор:

Источник : Neftegaz.RU


Подписывайтесь на канал Neftegaz.RU в Instagram




Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

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