Об этом Севернефтегазпром сообщил 13 октября 2021 г.
Обычно разработку многопластовых газовых месторождений ведут с применением раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки, с подключением скважин, эксплуатирующих разные объекты разработки, к единой трубопроводной сети.
При этом разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление, а вышезалегающие залежи включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, дренирующих вышезалегающие залежи.
Сосредоточенные в туронских залежах запасы газа являются трудноизвлекаемыми (ТрИЗ).
Проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане, поэтому притоки газа незначительны, и его разработка с использованием традиционных вертикальных и наклонно-направленных скважин нецелесообразна.
Повышение эффективности освоения многопластовых газовых месторождений с низкопроницаемыми коллекторами обеспечивается за счет бурения наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола.
Отличает способ от аналогов то, что профиль скважины предварительно разбивают на 6 зон в соответствии с ожидаемым геологическим строением целевых пластов:
- при бурении в 1й зоне обеспечивают набор зенитного угла профиля скважины,
- во 2й зоне осуществляют выполаживание профиля скважины,
- в 3й зоне выполняют сброс зенитного угла профиля скважины,
- в 4й зоне осуществляют стабилизацию зенитного угла профиля скважины,
- в 5й зоне осуществляют разворот профиля скважины,
- с дальнейшим набором зенитного угла в 6й зоне, при этом разворот профиля в пятой зоне осуществляют начиная с кровли целевого коллектора с углублением в него, но не достигая при этом его нижней стратиграфической границы.
Повышение эффективности освоения многопластовых газовых месторождений с низкопроницаемыми коллекторами достигается за счет создания профиля скважины, состоящего из пологого нисходящего участка и крутого восходящего участка, позволяющего оптимально расположить ствол скважины в продуктивных отложениях.
Это обеспечивает возможность совместной эксплуатации нескольких пластов с различными свойствами, вынос скапливаемой на забое и в зоне перегиба жидкости, а также увеличивается потенциал системы пластов за счет их двойного вскрытия.
Севернефтегазпром постоянно ведет поиск новых технологий для повышения эффективности производства.
Внедрение новых инновационных решений в области освоения трудноизвлекаемой туронской газовой залежи доказало перспективность и эффективность разрабатываемых инновационных проектных решений.
Севернефтегазпром является СП Газпрома (40%), Wintershall DEA (35%) и OMV (25%).
Компания ведет добычу углеводородов из сеноманских и туронских отложений Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), основной ресурсной базы магистрального газопровода (МГП) Северный поток.
Запасы газа месторождения по категории ABC1+C2 составляют более 1 трлн м3.
Промышленная эксплуатация началась в 2007 г., а в 2009 г. месторождение было выведено на полку добычи в 25 млрд м3/год газа.
В 2011 г. Севернефтегазпром начал проект по освоению ТрИЗ туронской залежи, бурение эксплуатационных скважин 1го пускового комплекса началось в ноябре 2018 г.
По состоянию на 1 октября 2021 г. накопленная добыча туронского газа на месторождении достигла 8,331 млрд м3 (совокупная добыча - 332,302 млрд м3 газа).
К 2023 г. добыча газа из туронской залежи составит около 9,3 млрд м3/год.
