На Вынгапуровском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) введена в эксплуатацию горизонтальная скважина с последующим применением технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в рамках реализации программы Газпром нефти по вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов.
Пусковой дебит скважины составил более 150 тонн нефти/сут.
На горизонтальном участке скважины, длина которого составляет 550 м, произведено 6 гидроразрывов пласта.
Это позволило вовлечь в разработку остаточные запасы и существенно прирастить нефтедобычу. В текущем году с применением технологии многостадийного ГРП были введены в эксплуатацию 11 скважин.
Проблема снижения добычи нефти на зрелых месторождениях Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза существует давно.
Еще Сибнефть пыталась повысить добычу нефти, внедрив новые технологии повышения уровня нефтеотдачи, привлекая грандов нефтесервиса Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes.
Вынгапуровское НГКМ представляет собой традиционную для Западной Сибири сеноманскую залежь округлой формы, в отличие, например, от Медвежьего НГКМ вытянутой формы.
Практически все сеноманские газовые залежи являются водоплавающими, т.е. подстилаются подошвенной водой по всей площади газоносности.
Проблемы зрелых месторождений - интенсивное вторжение пластовой воды в залежь, снижение энергии пластов, что существенно удорожает добычу.
Что делать?
Продувать, продувать и продувать скважины на факел для выноса с забоя накопившейся жидкости, а при «запущенной болезни» необходима остановка скважины для капремонта и изоляционных работ.
На Вынгапуровском месторождении Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз должен быть внимательнее к охране окружающей среды.
Последний раз Ямало-Ненецкая природоохранная прокуратура в октябре 2012 г через ноябрьский городской суд обязала Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз провести работы по рекультивации земель на участке Вынгапуровского месторождения, где год назад был зафиксирован прорыв нефтепровода.
Недавно подтверждено, что краевые части Приобского месторождения можно успешно разрабатывать с помощью системы горизонтальных скважин.
Об этом заявили эксперты Газпром нефти, проанализировав результаты бурения первых 8 таких скважин с последующим проведением МГРП.
Скважины пробурены в рамках пилотного проекта, который осуществляет на Приобском месторождении предприятие Газпромнефть-Хантос.
На всех скважинах достигнуты плановые эксплуатационные параметры.
Отметим, что 25% запасов углеводородов предприятия относится к категории трудноизвлекаемых.
«Для начала разработки данных запасов мы вели поиск подходящих и экономически обоснованных технологий в нескольких направлениях, и эта работа дала результат: найденное решение позволяет уже сейчас начать их добычу, – пояснил он. – Благодаря положительному опыту внедрения технологии бурения горизонтальных скважин с последующим проведением ГРП предприятие значительно подняло планку добычи нефти на 2013–2015 годы по сравнению с первоначальным прогнозом».
Бурение горизонтальных скважин с последующим проведением МГРП на Приобском месторождении началось в октябре 2012 г в рамках программы по работе с осложненными и трудноизвлекаемыми запасами нефти, утвержденной компанией Газпром нефть.
Согласно программе в 2013 г в Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе продолжится эксплуатационное бурение с применением многостадийного ГРП, а также запланировано увеличение числа зарезок боковых стволов.
Не только Газпром применяет систему горизонтальных скважин.
В 2013 г ТНК-ВР планирует сосредоточиться на реализации пилотных проектов по трудноизвлекаемым запасам, усовершенствовании технологии многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах, а также внедрении новых технологических решений в области механизированной добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи.
